强底水砂岩油藏大排量生产后期挖潜方式研究

孙常伟，程佳，江任开，谷悦，李小东

（中海石油（中国）有限公司 深圳分公司，广东 深圳 518000）

英国北海大陆架一些油田利用室内常规岩心实验测得水驱残余油饱和度一般为25%～35%，而实际生产中在良好的水驱波及范围内常见水驱残余油饱和度为10%～20%[1]。胜利油田孤岛、孤东等油田在20世纪90年代就已进入特高含水期开发阶段，储层物性（如孔隙半径、孔喉比、配位数等）发生变化。戴建文等[2]认为，在长期水驱过程中，随着水驱孔隙体积倍数的增加，高注入倍数储层物性发生变化。通过大庆喇萨杏油田2000年以来19口密闭取心井（水驱开发井）的取心资料可以看出，强水洗部位的平均驱油效率已达64.22%，部分岩心驱油效率超过80.00%，甚至达到90.00%[3-4]。南海海相砂岩油藏早期采用大排量生产[5-6]，高孔中高渗储层在天然边底水驱替下基本已到特高含水期，此时主要通过以液带油大幅提液的方式保持一定程度的稳产。从采收率构成出发，剖析水驱过程尤其是高含水期的波及体积和驱油效率变化特征，开展了室内研究和数值模拟表征，以期达到特高含水期精细挖潜的目的。

1 强底水油藏大排量生产特征

常规相渗实验一般水驱倍数为30 PV左右，而长期水驱研究过程中需要利用高水驱倍数的相渗数据（尤其是残余油饱和度）。在油田开发过程中，学者们通常认为驱替剂确定后驱油效率为固定值，但纪淑红等[7]、兰玉波等[8]对大庆油田等高含水部位统计研究发现，驱油效率是不断变化的，且随着水驱倍数增大，驱油效率与水驱倍数呈半对数关系[9-10]。

采用镜像反映原理确定任意两个不同位置，则得到不同位置渗流速度和水驱倍数，如式（1）和式（2）所示。

式中，v为渗流速度，mL/min；为渗流场复速度；q为单井液量，m3/d；a为点源距离，m；r为源汇距离，m；λ为水驱倍数，PV；ds为某一点面的微分；dv为某一点水驱体积的微分；t为驱替时间，min；l为岩心长度，m；ϕ为孔隙度，%；Z为位置复函数。

根据靶区采用底水油藏水平井开发的实际生产数据，取平均日产液为2 226 m3/d，h=8 m，水平段长度为500 m，岩心直径为2.5 cm，孔隙度为25%，生产时间为5年或10年，将上述数据代入式（1），再将式（1）结果代入式（2），计算不同位置的驱替速度和水驱倍数，结果如图1所示。图1中，横向为距井筒的平面距离，纵向向上为底水锥进方向；以水脊主流线方向为轴，左右对称显示底水油藏距井筒不同位置的驱替速度和水驱倍数。

图1 不同位置的驱替速度和水驱倍数

2 驱油效率时变特征研究

海相强底水砂岩驱油效率时变主要由于储层中黏土矿物成分变化导致润湿性变化[11-13]。采用一维非稳态相渗手段直接研究残余油饱和度和驱油效率，驱替速度为1.0 mL/min，设立三组平行实验，每组实验黏土质量分数分别为0、8%、15%，持续驱替1 000、2 000 PV达到高倍数水驱标准，分析不同水驱倍数下驱油效率和残余油饱和度的变化，结果见图2。从图2可以看出，黏土质量分数为0的岩心驱油效率随着水驱倍数增加而增加，驱油效率上升速度由快变慢；前100 PV为快速上升期，驱油效率快速上升至54.1%；100～700 PV为驱油效率缓慢上升期，驱油效率上升至61.5%，上升幅度为7.4%；当水驱倍数从700 PV增加至2 000 PV时，驱油效率上升至63.9%；残余油饱和度随水驱倍数增加而降低，100～700 PV为残余油饱和度缓慢降低阶段，降低幅度为5.4%；当水驱倍数从700 PV增加至2 000 PV时，残余油饱和度降低至27.1%；高倍数水驱2 000 PV与低倍数水驱30 PV相比，驱油效率提高16.4%。结果表明，在高倍数水驱条件下，随着水驱倍数的增加，驱油效率增加，长期水驱可以提高油藏的驱油效率；在同一黏土质量分数下，随着水驱倍数增加，驱油效率逐渐增大，残余油饱和度降低。

图2 不同黏土质量分数下岩心高倍数驱替后驱油效率和残余油饱和度的变化

3 大排量生产波及特征研究

以现有的底水油藏水平井开发三维模型为基础[14-15]，该模型用于模拟某油田底水油藏FOURD中一口水平井开发。为了更真实地模拟真实油藏，根据几何相似、井型相同、层序韵律相同、流体黏度相同的原则，设计了该大尺度可视化三维模型，通过观察不同时刻水淹情况，分析不同时刻波及系数变化规律。

3.1 室内实验设计

底水油藏水平井三维可视化模型由压力传感器、地层水中间容器、压力传感器、恒速驱替泵、量筒、管线、平板模型和计算机组成，其构造图如图3所示。其中，平板模型左右两侧各有一个恒速驱替泵向平板模型底部注入地层水以模拟底水；平板模型由5面钢板和1面有机玻璃组成，尺寸为100 cm×30 cm×20 cm，平板中间为砂岩或充填石英砂层，平板上部有一口模拟水平井，可透过平板模型前边观察底水脊进情况；平板模型边部配有高精度压力采集传感系统与计算机直接相连，将压力数据传输至计算机，水平井产液由量筒计量。实验用恒速驱替泵与3根不锈钢管相连，经过射孔处理的铁管插入平板模型中并安装作为供水管线，采用双恒速驱替泵向供水管线供水模拟底水，其示意图如图4所示。

图3 底水油藏水平井三维可视化模型构造图

图4 底水油藏水平井开发模拟示意图

3.2 实验操作流程及基本参数

实验考虑的相似准则[16-17]包括几何相似、压力相似、物性相似、生产动态和井筒摩阻相似。按照相似准则数计算一系列实验参数，以达到更真实地模拟底水油藏水平井开发动态的目标，最终实验基本参数见表2。

表1 实验基本参数

根据油藏实际生产动态折算得到恒速泵驱替速度为2 mL/min，驱替时间为4 d。最终该实验平板模型规格为1.0 m×0.4 m×0.4 m，其质量为112 kg，基本符合相似准则，能够很好地模拟FOURD真实油藏一口水平井开发过程。实验操作流程：（1）平板模型中充填80目石英砂，测试气测渗透率约为2 500×10-3μm2；（2）胶皮垫涂胶密封并加上盖层轻拧螺丝，待密封用胶干后上紧螺丝；（3）根据油田数据配置模拟地层水，其中加入黑墨水用于标记追踪底水；（4）配置黏度为5.3 mPa·s的模拟油，加入苏丹红进行标记；（5）对模型进行饱和油处理；（6）打开两台恒速驱替泵开始实验；（7）记录压力和产量数据。

3.3 实验结果及分析

当底水油藏以水平井开发时，波及系数在生产前期上升迅速，在水平井开发底水油藏后期，含水率上升速度较为缓慢，波及系数上升速度较小。对实验中的底水油藏以水平井开发时，高倍数注水对波及系数影响较小，因此通过高倍数注水大幅度提升波及系数有一定难度。当底水油藏含水率为0～20%时，波及系数增加速度最快；当底水油藏含水率为20%～60%时，波及系数仍然增加较快，但是增长速度明显小于前一阶段；当底水油藏含水率超过70%，而注入倍数超过1.5倍后，底水油藏波及系数增加缓慢，最终注入孔隙在6 PV时底水油藏的波及范围保持在80%左右。底水油藏水脊变化如图5所示。

图5 底水油藏水脊变化

4 高倍数水驱极限挖潜策略指导

针对已经被水驱前缘控制的动用区域，目前高水驱倍数剩余油调整方案是再加大排量的提液方式。根据TWOB和FOURD油藏的剩余油分布，早期井网部署井距为300 m，中期在油藏两翼加密2口短水平井，后期在开发井间加密短水平井，并适时斜向穿插短水平井，提出“一长一短”和“横斜穿插”的后期挖潜模式，如图6所示。

图6 “一长一短”和“横斜穿插”的后期挖潜模式

5 实例分析

某油田FOURD油藏为强底水油藏，水体能量充足，早期依靠大排量生产模式进行开采。通过综合地质研究和动态分析，采取插值调用不同相渗进行高倍水驱后油藏数值模拟。认识到聚集剩余油以蔟状分散在生产井周围，通过加密井提高波及系数的方式可以将剩余油开发出来，根据实际矿场分析，波及系数提高11.1%，标定采收率提高4.5%。

油藏模型中考虑在生产20年时间点调用高倍水驱相渗，模型计算的驱油效率发生变化。实际南区因为水洗程度较强，观察提液前后水淹区和全区采出程度，结果见图7和图8。从图7和图8可以看出，随着提高老井产液量100%进而提高水洗强度，生产后期驱油效率持续上升了4.0%，采出程度持续上升了2.9%。

图7 FOURD层南区图

图8 南区提液前后水淹区驱油效率和采出程度对比结果

针对没有被水驱前缘波及到的北区区域，考虑在20年左右通过调用高倍水驱相渗，驱油效率发生变化，北区仍聚集剩余油，研究了增加1口或2口水平井波及情况对全区采出程度的影响。图9为FOURD层北区方案图，图10为北区加密前后波及系数和采出程度对比结果。

图9 FOURD层北区方案图

从图9和图10可以看出，北区加密1口井（X1A）或两口井（X1A、X1E）的采出程度基本相同，相较于不加密情况波及系数可以提高10.0%；在已有加密井基础上再增加水平井加密数量，波及系数和采出程度提高幅度不大。因此，采用北区仅加密1口井的方案，全区采出程度达到69.7%。

图10 北区加密前后波及系数和采出程度对比结果

6 结论

（1）从驱油效率方面总结了驱替规律，形成了高倍数驱替影响因素的半定量表征图版。高倍数驱替后，由于储层中黏土减少导致渗透率相对增大，驱油效率与常规驱替相比，提高约16.4%。

（2）当底水油藏含水率在0～20%时，波及系数增加速度最快；当底水油藏含水率在20%～60%时，波及系数仍然有较快增加，但是增长速度明显小于前一阶段；到水驱后期，当含水率大于70%时，波及系数增加缓慢。

（3）通过综合地质研究和动态分析，针对已经被水驱前缘控制的强动用区域，目前高水驱倍数剩余油调整方案主要是再加大排量的提液方式。