大尺寸模型水驅(qū)波及規(guī)律對比實驗

楊海博

（中國石化勝利油田分公司勘探開發(fā)研究院，山東　東營　257015）

大尺寸模型水驅(qū)波及規(guī)律對比實驗

楊海博

（中國石化勝利油田分公司勘探開發(fā)研究院，山東東營257015）

水驅(qū)波及規(guī)律的研究是油藏開發(fā)的重點。依照油水在電性上的差異，利用電極法測量物理模型水驅(qū)過程中油水飽和度場的分布與變化，可直觀地了解油水運動規(guī)律，掌握驅(qū)替動態(tài)。采用三維物理模擬實驗裝置，利用膠結(jié)模型考察井網(wǎng)改變對水驅(qū)波及規(guī)律的影響，發(fā)現(xiàn)2個模型在相同驅(qū)替條件下得到的水驅(qū)規(guī)律一致，平均采出程度為50.50%，改變井網(wǎng)后可提高采出程度18.82百分點。對于均質(zhì)模型，將開發(fā)井網(wǎng)由五點法調(diào)整為九點法，可有效提高模型波及面積和采出程度，從而提高采收率。應用此類大平板模型進行水驅(qū)模擬更接近油藏實際情況，所得到的規(guī)律認識可直接應用于均質(zhì)油藏的實際開發(fā)。

均質(zhì)；物理模型；模擬實驗；采出程度；水驅(qū)規(guī)律

0　引言

儲層的非均質(zhì)性直接影響著對儲層中油氣水分布規(guī)律認識和開發(fā)效果［1-7］，而單一均質(zhì)儲層的研究是基礎(chǔ)和核心，因此，研究均質(zhì)模型的驅(qū)替波及程度及采出程度，進一步認識其油水動態(tài)運動規(guī)律非常有必要。以往的相關(guān)實驗研究均是在1個模型上開展的［8-13］，可以在縱向上進行對比，但缺少橫向上的對比，數(shù)據(jù)可信度較差。

本次實驗為排除非均質(zhì)因素的影響，用2個模型并列開展對比實驗。利用原油和地層水電阻率的不同，可以分辨油和水。實驗過程中，利用電阻測量儀測量模型的電阻值［10-11］，通過歸一化處理得到油水飽和度場的分布圖，可以直觀看出油水運移情況。

1　實驗方法

1.1儀器和設備

實驗儀器包括：ISCO泵、電子天平、油水分離器、壓力表、真空泵和電阻率測定裝置。電阻率測定裝置由LCR智能測量儀、飽和度電極、傳輸電纜、數(shù)據(jù)采集器、A/D轉(zhuǎn)換接口板和計算機組成。

1.2實驗流體

實驗用油采用不同標號的白油配制而成，模擬油在25℃下黏度為50 mPa·s，密度為0.9 g/cm3；實驗用水為礦化度為30 000 mg/L的KCl溶液。

1.3實驗步驟

1）制作2個基本參數(shù)相近的物理模型，潤濕性為親水；2）抽真空，飽和水，由于模型較大，抽真空時間必須保障2 h以上，測定飽和水后的電阻值，計算孔隙體積及孔隙度；3）油驅(qū)水，飽和油，建立束縛水飽和度，待出口端完全出油后飽和完畢，測定完全飽和油后的電阻值；4）采用恒速法水驅(qū)油，記錄實驗壓力、溫度、注入倍數(shù)、產(chǎn)液量、產(chǎn)油量和產(chǎn)水量等參數(shù)。

1.4物理模型

為了排除單塊模型在實驗中可能產(chǎn)生的結(jié)果特殊性，采用相同配方、相同工藝，在相同條件下同時制作完成了2個相同尺寸的均質(zhì)膠結(jié)模型［8］。該模型是用多級目數(shù)的石英砂與一定量的大青土和磷酸鋁充分混合，再經(jīng)過鍛壓、高溫燒結(jié)而成。模型孔隙度為33.35%，滲透率為450×10-3μm2。模型尺寸均為19.50 cm×19.50 cm×2.03 cm，每個模型上、下兩面均勻、對稱布設25對電極（5排×5列），電極直徑為1.5 cm，間距為4.0 cm。模型用環(huán)氧樹脂進行密封，用氮氣吹去模型內(nèi)可能存在的碎屑粉末，以防實驗過程中阻塞井眼。

1.5實驗設計

實驗模型井網(wǎng)示意見圖1。1#模型設計為一注一采，即五點井網(wǎng)單元的四分之一，井①注入，井②采出，水驅(qū)至含水率為95%時結(jié)束，注入速度為1.0 mL/min。2#模型前期實驗與1#模型相同，也為一注一采，當含水率達到95%時，進入變井網(wǎng)階段，打開采出井③和④，轉(zhuǎn)化為九點法注采單元，注入速度升高至3.0 mL/ min，含水率達到95%時，再提速至6.0 mL/min，水驅(qū)至含水率為99%時結(jié)束實驗。

圖1　模型井網(wǎng)示意

2　結(jié)果分析

1#和2#模型的束縛水飽和度分別為23.58%和 24.52%。實驗過程中，為了得到2個模型在相同驅(qū)替條件下的驅(qū)油情況，采用了獨立的驅(qū)替系統(tǒng)和計量方式，根據(jù)水驅(qū)過程中分別記錄的產(chǎn)液量，得到兩者的含水率、采出程度與注入孔隙體積倍數(shù)（以下簡稱“注入倍數(shù)”）的關(guān)系，見圖2—5。

2.1一注一采階段

圖2為2個模型驅(qū)油實驗進行至含水率為95%時的結(jié)果，可以看出兩者的含水率與注入倍數(shù)，以及采出程度與注入倍數(shù)的關(guān)系曲線均非常接近。1#和2#模型對應的無水期采出程度分別為5.23%和6.96%；含水率為95%時的采出程度分別為53.44%和47.55%，注入倍數(shù)分別為1.25和1.15；剩余油飽和度分別為22.98%和27.93%。物理模型均質(zhì)性較好，開采效果也比較理想，可對比性強。

圖2　一注一采階段采出關(guān)系曲線

2.2變井網(wǎng)階段

圖3為2#模型的驅(qū)油曲線。從含水率的變化看，當模型井網(wǎng)由五點法改為九點法時，含水率有一次明顯下降，后慢慢升高至95.23%，該過程的注入倍數(shù)為0.74。當注入速度成倍提高后，含水率略有下降，但不明顯。整個實驗過程的采出程度達到66.37%，注入倍數(shù)15.12，與一注一采實驗相比，提高采出程度18.82百分點，相比1#模型，采出程度也有大幅提高。

圖4為2#模型改變井網(wǎng)后，各采出井的采出程度與注入倍數(shù)的關(guān)系曲線。采出井②，③，④對應的采出程度分別為4.16%，6.02%和8.65%。對總體采出程度的主要貢獻來自于井③和井④，而處于對角線上的井②貢獻最小，約為22%。主要原因是，處于對角線上的注采井在主流線上已被水驅(qū)波及，提速僅僅提高了驅(qū)替程度，對于均質(zhì)模型來說，主流線上提高采收率的余地很小。通過加密井網(wǎng)，采出井③和④合計提高采出程度14.67百分點，增大了波及面積，但是對于這2個邊井，提高采收率幅度差距還是比較大的，說明仍有剩余油潛力可挖。

圖32　#模型的驅(qū)油曲線

圖4　變井網(wǎng)后采出程度與注入倍數(shù)的關(guān)系

從實驗過程中2個模型監(jiān)測的壓力曲線（見圖5）看：實驗前期，兩者的壓力曲線變化是一致的，隨著更多的油被采出，水相滲透率逐漸占據(jù)優(yōu)勢，壓力持續(xù)下降；當2#模型在后期改變井網(wǎng)提速時，由于“激動壓力”的存在，驅(qū)替效率進一步增加，油相滲透率變大，壓力隨之增大，隨著這部分油被采出，壓力又開始回落。

圖5　實驗過程中模型壓力曲線

圖6、圖7為2個模型整個實驗過程中含水飽和度場的分布。由于2個模型均為均質(zhì)模型，孔隙度和滲透率近似相同，飽和油后的原油分布情況整體上飽和完全。隨著注入量的增加，波及范圍不斷增大，油水整體向采出井方向推進，實驗后期主要是提高驅(qū)替效率，擴大波及范圍對提高采出程度的影響越來越小。最終驅(qū)替完成后，含水飽和度達到最高，模型局部富集較高的殘余油飽和度，符合實際油藏剩余油“普遍分布、局部富集”的整體特征。

圖6　1#模型飽和度場分布

圖7　2#模型飽和度場分布

3　結(jié)論

1）將五點法井網(wǎng)調(diào)整為九點法井網(wǎng)，可降低殘余油飽和度，提高采出程度。

2）利用電阻率的變化獲得的油水飽和度場可有效研究不同尺寸模型的波及規(guī)律，對指導實際油藏的開發(fā)具有重要意義。

3）應用大型物理膠結(jié)模型得到的實驗結(jié)果接近油藏開發(fā)的實際情況，頗具實用價值。

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（編輯孫薇）

Comparative experiment of water flooding rule by large-scale model

Yang Haibo
（Research Institute of Exploration and Development，Shengli Oilfield Company，SINOPEC，Dongying 257015，China）

Investigation of the rule of water flooding is the key to reservoir development，according to the difference of oil and water in electricity，using electrode method to measure the distribution of oil and water saturation，the motion of oil and water in the model is understood and dynamic displacement is controlled.With advanced three-dimensional physical simulation device and cementation model，the effect of changing pattern of well spacing on flooding rule is investigated，the two models under the same displacement conditions of water flooding are consistent，the average recovery is 50.50%，average oil recovery rises 18.82%after well pattern changes.For the homogeneous model，the development pattern changes from five points to nine points，which can effectively improve flooding area and the degree of displacement.This large physical simulation is very similar to the real reservoir，the results can be directly applied to the development of homogeneous reservoirs in situ.

homogeneity；physical model；simulation experiment；oil recovery；water flooding rule

國家科技重大專項課題“斷塊油田特高含水期提高水驅(qū)采收率技術(shù)”（2011ZX05011-003）

TE319

A

10.6056/dkyqt201505019

2015-03-08；改回日期：2015-07-25。

楊海博，男，1984年生，工程師，2010年畢業(yè)于西南石油大學礦產(chǎn)普查與勘探專業(yè)，現(xiàn)主要從事油藏物理模擬實驗研究工作。E-mail：yanghaibo370.slyt@sinopec.com。

引用格式：楊海博.大尺寸模型水驅(qū)波及規(guī)律對比實驗［J］.斷塊油氣田，2015，22（5）：633-636.

Yang Haibo.Comparative experiment of water flooding rule by large-scale model［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2015，22（5）：633-636.