三維大尺度非均質(zhì)油藏模型下的剩余油水驅(qū)物理模擬實(shí)驗(yàn)研究

熊 鈺，鐘 浩，周文勝，劉 成，茍 梨

（1.西南石油大學(xué)石油與天然氣工程學(xué)院，成都610500；2.中海油研究總院，北京100027）

現(xiàn)階段來(lái)講，我國(guó)大部分水驅(qū)油藏已進(jìn)入中高含水期，但仍然有相當(dāng)可觀儲(chǔ)量的剩余油未能被采出[1-2]。普遍的認(rèn)識(shí)是儲(chǔ)層縱向非均質(zhì)性使得注入水單層突進(jìn)[3]，率先形成注水通道，縱向各層動(dòng)用程度差異較大導(dǎo)致采收率低[4-5]；主要還是基于滲流力學(xué)和平面驅(qū)替實(shí)驗(yàn)所得到的認(rèn)識(shí)總結(jié)，是通識(shí)性的概念，少有實(shí)驗(yàn)上的長(zhǎng)時(shí)間測(cè)試和觀察。而事實(shí)上注采井網(wǎng)內(nèi)沉積韻律、物性等的復(fù)雜性決定了水驅(qū)流場(chǎng)是高度復(fù)雜的，與均質(zhì)模型下的電模擬流場(chǎng)相比可能相差極大，而對(duì)基礎(chǔ)井網(wǎng)控制下的復(fù)雜結(jié)構(gòu)油藏進(jìn)行井網(wǎng)加密，現(xiàn)有的方法一般都是采用基于滲流力學(xué)方程建立的數(shù)值模擬來(lái)完成。譬如：目前國(guó)外研究報(bào)告也很少見大型油藏模型水驅(qū)物理模擬實(shí)驗(yàn)研究，國(guó)內(nèi)的研究報(bào)告涉及的相關(guān)水驅(qū)物理模擬實(shí)驗(yàn)，多從均質(zhì)模型出發(fā)研究了平板模型及柱塞模型條件下進(jìn)行流場(chǎng)模擬和剩余油分布研究，平板模型驅(qū)替壓力和溫度均較低[6-9]，幾乎沒(méi)有模擬實(shí)際井組及對(duì)應(yīng)加密井組下的流場(chǎng)長(zhǎng)時(shí)測(cè)試和時(shí)變剩余油分布的三維非均質(zhì)油藏大模型巖心實(shí)驗(yàn)?；趪?guó)家重大專項(xiàng)的支持，以實(shí)際油田綏中36-1的地質(zhì)開采情況為背景，在巖心制作研究基礎(chǔ)上[10-12]，根據(jù)相似準(zhǔn)則制作出與儲(chǔ)層類似的大尺度非均質(zhì)井組巖心模型，自制測(cè)試設(shè)備[13-15]，在高溫高壓下開展了大尺度9點(diǎn)注采井網(wǎng)到排狀加密井網(wǎng)的連續(xù)流場(chǎng)測(cè)試和剩余油變化時(shí)變檢測(cè)，詳細(xì)研究了相應(yīng)的水驅(qū)油特征和剩余油分布變化特點(diǎn)。

1 油田概況

圖1 實(shí)驗(yàn)?zāi)M典型井組的位置及連井剖面Fig.1 Distribution and cross section of typical well groups in simulation experiment

綏中36-1油田位于渤海遼東灣海域。油田目的層為東營(yíng)組下段，埋深1 175～1 640 m，儲(chǔ)層為湖相三角洲沉積，油組儲(chǔ)層分布比較穩(wěn)定，油層呈層狀分布，油氣分布受構(gòu)造控制，局部區(qū)域同時(shí)也受巖性影響：為受構(gòu)造控制、巖性影響的具有多個(gè)油氣水界面的層狀油藏。各9點(diǎn)注采井組控制范圍內(nèi)沉積韻律各異、油層非均質(zhì)程度高。圖1為選取的實(shí)例井井位示意圖及部分連井剖面。根據(jù)測(cè)井資料分析，油組井點(diǎn)平均有效厚度24.7 m，單井最大有效厚度達(dá)70.8 m；孔隙度分布在28%～35%，90%以上分布在30%～33%，井點(diǎn)平均孔隙度32%；滲透率分布在0.1～9 μm2，大部分分布在1～5 μm2，井點(diǎn)平均滲透率2.29 μm2。原油具有密度大、黏度高、膠質(zhì)瀝青含量高、含硫量低、含蠟量低、凝固點(diǎn)低等特點(diǎn)，屬重質(zhì)稠油。采用常規(guī)注水開發(fā)，注入水單層和單向突進(jìn)比較嚴(yán)重，大段合采存在層間干擾。

2 實(shí)驗(yàn)研究方法與步驟

2.1 巖心制作及參數(shù)制定

三維大尺寸油藏巖心模型需要與實(shí)際儲(chǔ)層具有相似性。油藏井間距約為300 m，油藏模擬位置地層埋深厚度為100～200 m，實(shí)驗(yàn)室模型厚度最大能做到20 cm。因此，確定模型厚度比例為1∶1 000，兩角井間距為26 cm，考慮到模型邊界原因，實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ偷拈L(zhǎng)、寬均為30 cm。選用不同目數(shù)的石英砂配比進(jìn)行各層逐級(jí)填砂，模擬韻律層以及構(gòu)造形態(tài)，填砂過(guò)程埋入飽和度探針壓實(shí)烘干。根據(jù)井組各井所處沉積微相和物性設(shè)計(jì)了復(fù)雜結(jié)構(gòu)非均質(zhì)性的三維大尺寸巖心及9點(diǎn)井網(wǎng)模式：正韻律層（左側(cè)）、反韻律層（右側(cè)）、復(fù)合正韻律層（前側(cè)）以及復(fù)合正反韻律層（后側(cè)），能有效模擬綏中36-1實(shí)際的儲(chǔ)層情況，制作的巖心物性對(duì)比按照參考文獻(xiàn)[10-12]。圖2a為巖心模型，圖2b為井網(wǎng)部署俯視。該次實(shí)驗(yàn)的重點(diǎn)井放在1號(hào)、3號(hào)、11號(hào)、13號(hào)四口角井，1號(hào)井與11號(hào)井部署在模型右側(cè)具有反韻律特點(diǎn)的角區(qū)域，3號(hào)井與13號(hào)井部署在模型左側(cè)具有正韻律特點(diǎn)的角區(qū)域。其中，1號(hào)井左側(cè)與3號(hào)井右側(cè)區(qū)域?yàn)槠骄镄陨院玫膹?fù)合韻律區(qū)域，而11號(hào)井左側(cè)與13號(hào)井右側(cè)為平均物性稍差的復(fù)合韻律區(qū)域。圖2中每個(gè)復(fù)雜韻律層中的色塊顏色由深及淺代表該色塊區(qū)域的物性（相對(duì)的）由差到好，具體各井相關(guān)物性見表1。在保證流體黏度不變情況下，時(shí)間比例也為1∶1 000，因此，注水強(qiáng)度比例由計(jì)算可得，為1∶1 000 000，根據(jù)實(shí)際井組注水量結(jié)合模型后期轉(zhuǎn)為排狀注水井網(wǎng)模式，井組注水速度按1 000～3 200 m3/d計(jì)算，則轉(zhuǎn)換模型為0.694～2.083 mL/min，具體模型參數(shù)換算見表2。

圖2 巖心模型Fig.2 Core model

表1 實(shí)驗(yàn)巖心模型參數(shù)Table1 Core model parameters

表2 模型參數(shù)換算Table2 Conversion of model parameters

2.2 實(shí)驗(yàn)材料

實(shí)驗(yàn)材料主要包括：①三維大尺度巖心模型，長(zhǎng)×寬×高為30 cm×30 cm×20 cm，通過(guò)預(yù)埋布置9點(diǎn)井網(wǎng)和加密井網(wǎng)，每口井均有防砂篩網(wǎng)模擬防砂情況；②實(shí)驗(yàn)用油是綏中36-1油田地層原油，64℃下黏度為90 mPa·s；③實(shí)驗(yàn)用水是根據(jù)綏中36-1油田地層水組成復(fù)配的地層水，總礦化度為6 140 mg/L，64℃下黏度為0.89 mPa·s。在進(jìn)行實(shí)驗(yàn)?zāi)M時(shí)，所設(shè)定原始地層壓力和溫度條件均與實(shí)際油藏一致。

2.3 實(shí)驗(yàn)裝置及步驟

實(shí)驗(yàn)裝置為自行研制的三維高溫高壓多功能巖心流動(dòng)測(cè)試裝置，主要由恒壓泵、多功能三維模擬流動(dòng)系統(tǒng)、三維大尺度模擬裝置、電阻率采集系統(tǒng)、壓力采集系統(tǒng)、飽和度采集系統(tǒng)、油水采集系統(tǒng)等組成（圖3）。流場(chǎng)的可視化采用計(jì)算機(jī)檢測(cè)各測(cè)定壓力、溫度、飽和度等采用特定軟件實(shí)時(shí)直觀顯示出來(lái)。

實(shí)驗(yàn)步驟主要包括：①代表性的三維大尺度巖心模型制作；②巖心模型和束縛水飽和；③將進(jìn)行步驟②后的巖心裝入裝置9中連接好管線和飽和度探針，并檢查整套裝置的氣密性；④老化后按9點(diǎn)井網(wǎng)開井生產(chǎn)，記錄累產(chǎn)油、累產(chǎn)水、電阻率、壓力、飽和度等數(shù)據(jù)；⑤當(dāng)?shù)貙訅毫档斤柡投葔毫r(shí)，轉(zhuǎn)排狀井網(wǎng)加密注水生產(chǎn)。

2.4 實(shí)驗(yàn)方案

在實(shí)際實(shí)驗(yàn)過(guò)程中，9點(diǎn)基礎(chǔ)井網(wǎng)和加密井網(wǎng)生產(chǎn)過(guò)程和現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施方案基本一致，同樣分為基礎(chǔ)井網(wǎng)生產(chǎn)階段和排狀加密生產(chǎn)階段，兩階段轉(zhuǎn)換點(diǎn)以飽和壓力12 MPa為界，同時(shí)由于經(jīng)濟(jì)原因，海上極限含水率比陸上高，當(dāng)含水率達(dá)到90%時(shí)停止采油。

圖3 實(shí)驗(yàn)裝置及流程Fig.3 Experimental device and process

基礎(chǔ)井網(wǎng)生產(chǎn)階段：7號(hào)井注水，1號(hào)井、2號(hào)井、3號(hào)井、6號(hào)井、8號(hào)井、11號(hào)井、12號(hào)井、13號(hào)井開啟進(jìn)行采油，4號(hào)井、5號(hào)井、9號(hào)井、10號(hào)井處于關(guān)閉狀態(tài)，用回壓閥控制井底流壓，生產(chǎn)壓差控制在0.8 MPa以內(nèi)。

排狀井網(wǎng)生產(chǎn)階段：7號(hào)井依舊注水，6號(hào)井及8號(hào)井轉(zhuǎn)為注水井注水，同時(shí)開啟加密井4號(hào)井、5號(hào)井、9號(hào)井、10號(hào)井進(jìn)行采油，當(dāng)生產(chǎn)井出口端含水率達(dá)到90%時(shí)關(guān)井。具體實(shí)驗(yàn)方案見表3。

3 實(shí)驗(yàn)結(jié)果與討論

3.1 模型生產(chǎn)數(shù)據(jù)分析

基礎(chǔ)井網(wǎng)中角井為1號(hào)井、3號(hào)井、11號(hào)井以及13號(hào)井共4口井。從圖4（圖中箭頭為6號(hào)井、8號(hào)井轉(zhuǎn)注并打開加密井時(shí)刻）可以看出，4口角井累產(chǎn)油總體趨勢(shì)呈現(xiàn)出平穩(wěn)上升，上升速度先快后慢，符合典型水驅(qū)生產(chǎn)模式的特征。1號(hào)井與11號(hào)井兩者主流線相似且鏡像對(duì)稱，但因模型是復(fù)雜非均質(zhì)油藏模型，據(jù)表2可知位于模型右側(cè)具有反韻律特點(diǎn)位置處的1號(hào)井與11號(hào)井周圍區(qū)域非均質(zhì)性有差異，1號(hào)井左側(cè)區(qū)域?yàn)槠骄镄陨院玫膹?fù)合韻律區(qū)，而11號(hào)井左側(cè)為平均物性稍差的復(fù)合韻律區(qū)，可見兩者各自副流線上受到上述區(qū)域水動(dòng)力的影響以反韻律特點(diǎn)對(duì)重力下沉的緩解，1號(hào)井穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間長(zhǎng)于11號(hào)井，1號(hào)井累計(jì)產(chǎn)量高于11號(hào)井。同樣，3號(hào)井與13號(hào)井兩者主流線亦是相似且鏡像對(duì)稱，不同的是3號(hào)井與13號(hào)井布置在模型左側(cè)具有正韻律特點(diǎn)，3號(hào)井右側(cè)區(qū)域雖為平均物性稍好的復(fù)合韻律區(qū)，但此區(qū)域是復(fù)合正反韻律，中部物性好，大部分注入水進(jìn)入3號(hào)井控制區(qū)域的中下部分，此時(shí)注入水下沉明顯；而13號(hào)井右側(cè)區(qū)域?yàn)閺?fù)合正反韻律，注入水一定程度均勻進(jìn)入3號(hào)井控制區(qū)域得上中下部分，故受此影響，13號(hào)井累計(jì)產(chǎn)量高于3號(hào)井。

表3 9點(diǎn)基礎(chǔ)井網(wǎng)到排狀加密流場(chǎng)測(cè)試和剩余油分布實(shí)驗(yàn)方案Table3 Experimental scheme for flow distribution test and remaining oil distribution of nine point well pattern and infilled row shape well pattern

圖4 基礎(chǔ)井網(wǎng)生產(chǎn)數(shù)據(jù)Fig.4 Production data of basic well pattern

復(fù)雜韻律結(jié)構(gòu)雖對(duì)單井控制產(chǎn)量影響明顯，但總的來(lái)說(shuō)平均物性較好的反韻律特點(diǎn)區(qū)域產(chǎn)量?jī)?yōu)于平均性稍差的正韻律特點(diǎn)區(qū)域。邊井（2號(hào)井，6號(hào)井，8號(hào)井，12號(hào)井）由于設(shè)計(jì)了轉(zhuǎn)注，邊井不再累述。

加密井由4號(hào)、5號(hào)、9號(hào)以及10號(hào)井共4口井組成。此時(shí)井網(wǎng)為排狀注水井網(wǎng)，能量得到及時(shí)補(bǔ)償，水驅(qū)波及面積擴(kuò)大，但非均質(zhì)性主導(dǎo)作用明顯。故從圖5可以看出同在復(fù)合正反韻律特點(diǎn)區(qū)域的4號(hào)井與5號(hào)井的累產(chǎn)油曲線形態(tài)相似，呈現(xiàn)出前期快速增長(zhǎng)中后期增長(zhǎng)放緩的趨勢(shì)；而在復(fù)合正韻律特點(diǎn)區(qū)域的9號(hào)井與10號(hào)井的累產(chǎn)油曲線形態(tài)也相似，但由于該區(qū)域的非均質(zhì)性更強(qiáng)，其曲線增長(zhǎng)趨勢(shì)緩于上述4號(hào)井與5號(hào)井。

3.2 模型含水上升規(guī)律

根據(jù)水驅(qū)曲線適用條件和綏中36-1油田油藏特征選用甲型水驅(qū)曲線。模型的綜合實(shí)驗(yàn)生產(chǎn)數(shù)據(jù)中，知道模型的累產(chǎn)水量和累產(chǎn)油量，其表達(dá)關(guān)系式如下：

式中：a為水驅(qū)常數(shù)；b為水驅(qū)油藏模型的地質(zhì)儲(chǔ)量常數(shù)；Wp為累產(chǎn)水量，mL；Np為累產(chǎn)水量，mL。

對(duì)式（1）兩邊求導(dǎo)，得到：

模型單位時(shí)間產(chǎn)水量與產(chǎn)油量比值為生產(chǎn)水油比（Rwo）：

式中：Qw為單位時(shí)間產(chǎn)水量，mL；Qo為單位時(shí)間產(chǎn)油量，mL。

把式（2）代入式（3），然后取對(duì)數(shù)，再把式（1）代入，簡(jiǎn)化得到：

圖5 加密井網(wǎng)生產(chǎn)數(shù)據(jù)Fig.5 Production data of infill well pattern

式中：c、d為水驅(qū)常數(shù)；Ro為采出程度，%。

模型生產(chǎn)水油比和含水率（fw）之間的關(guān)系式為：

將式（5）代入式（4）得到含水率和采出程度之間的關(guān)系表達(dá)式：

將式（4）代入式（6）得到：

式中：ER為采收率，%。

對(duì)式（7）兩邊采出程度求導(dǎo)，得到：

整理后得到：

圖6 不同韻律含水率與含水上升率曲線Fig.6 Curves of water cut and water cut rising rate in different rhythms

含水上升率可以由含水率曲線直接進(jìn)行計(jì)算，并繪制成含水上升率曲線。圖6是綜合統(tǒng)計(jì)生產(chǎn)數(shù)據(jù)下（把相同韻律位置井的生產(chǎn)數(shù)據(jù)綜合）的不同沉積韻律含水率與含水上升率曲線，綜合條件下由于無(wú)水采油期短，曲線從端點(diǎn)開始。可以看到，在含水率相同的情況下，反韻律模型采出程度最高、正韻律模型次之、復(fù)合韻律模型最低；在相同采出程度情況下，復(fù)合韻律模型的含水率最高，正韻律模型次之，反韻律模型最低。3種不同沉積韻律模型的含水上升率基本上都在含水率約為80%時(shí)達(dá)到最大值，最大含水上升率都約為4%，符合油田含水率在中含水階段上升最快，在低含水階段和高含水階段上升都較慢的特征。總體上在相同采出程度下，反韻律模型含水上升率最小，復(fù)合韻律含水上升率最大，符合反韻律模型見水速度最慢、復(fù)合韻律模型見水速度最快的特征。實(shí)驗(yàn)揭示了注入水單層突進(jìn)主要存在復(fù)合韻律儲(chǔ)層中。

3.3 模型開采效果及剩余油分布

圖7為飽和度采集，圖7a從左往右分別為反韻律、正韻律、復(fù)合韻律特點(diǎn)區(qū)域的初始含油飽和度切片，圖7b從左往右分別為反韻律、正韻律、復(fù)合韻律最終含油飽和度切片。將各階段的數(shù)據(jù)進(jìn)行分類后（表4、表5、表6），進(jìn)一步結(jié)合表3可以看出：由于模型復(fù)雜非均質(zhì)性強(qiáng)，各單井控制區(qū)域的沉積韻律各異，每口井產(chǎn)量差異較大。對(duì)比表4與表5可知，4口角井加密前相對(duì)于4口邊井距離注水井遠(yuǎn)、其控制區(qū)域非均質(zhì)性相對(duì)較弱，故見水時(shí)間晚，其平均產(chǎn)油量高于邊井，加密改為排狀注水井網(wǎng)后，則主要受非均質(zhì)性的影響，單井增幅差異較大。對(duì)比表5與表6可知，加密后的邊井與加密井都是部署在非均質(zhì)強(qiáng)的復(fù)合韻律區(qū)，此時(shí)注水強(qiáng)度大，產(chǎn)油情況更為復(fù)雜?？煽闯?2號(hào)井（61.5 mL）與相鄰的9號(hào)井（50.9 mL）加密后產(chǎn)油量相差不大外，其余單井相差較大。最終采出程度受平均物性的影響，角井采出程度最高（17.6%），邊井次之（14.0%），加密井最低（8.0%），模型累計(jì)采出39.6%。根據(jù)甲型水驅(qū)曲線預(yù)測(cè)模型不設(shè)加密井開采最終采收率為29.7%，顯示通過(guò)布置加密井可提高采收率9.9%。

表4 角井產(chǎn)油Table4 Oil production of corner wells

表5 邊井產(chǎn)油Table5 Oil production of edge wells

表6 加密井產(chǎn)油Table6 Oil production of infilled wells

圖7 油水飽和度Fig.7 Oil and water saturation

顯然，根據(jù)前述實(shí)驗(yàn)，剩余油分布是不同韻律下綜合采油、產(chǎn)水及重力作用等因素共同作用的結(jié)果，利用飽和度采集系統(tǒng)可以直觀研究該實(shí)驗(yàn)剩余油分布情況。從圖7看出隨著水驅(qū)的進(jìn)行，高滲透帶含油飽和度下降明顯，水流通道一旦形成，含油飽和度變化不大。正韻律層飽和度分布切片看出，模型受非均質(zhì)性和重力下沉作用的影響，注入水沿模型底部物性好的透層突破，含水上升速率居中。表3中3號(hào)井、8號(hào)井、13號(hào)井的采油主要是該層水驅(qū)產(chǎn)量，可視為主力產(chǎn)層，該層含油飽和度下降幅度明顯，而該層模型頂部水驅(qū)效果差，剩余油聚集多。值得注意的是模型底部邊角區(qū)域也存在一定剩余油，該區(qū)域處于遠(yuǎn)井地帶距離注水井遠(yuǎn)，具有較大挖潛潛力。反韻律層飽和度分布切片可以看出，在模型反韻律層重力下沉作用剛好使得水驅(qū)波及相對(duì)均勻，模型中、低滲透層能夠被有效動(dòng)用，水驅(qū)過(guò)后剩余油分布較模型正韻律層相對(duì)均勻，含水上升速率最小，表3中1號(hào)井、6號(hào)井、11號(hào)井的采油則相對(duì)均勻，各層貢獻(xiàn)相當(dāng)，水驅(qū)效果相對(duì)較好，波及面積相對(duì)較大，剩余油主要集中在遠(yuǎn)井區(qū)域附近的低滲透帶；而復(fù)合韻律層飽和度分布切片可以看出，由于模型小層厚度小，非均質(zhì)性明顯，含水上升速率最快剩余油的分布主要受滲透率的影響，由于受單層突進(jìn)的影響及復(fù)雜的繞流等特性，剩余油主要集中分布在遠(yuǎn)井為波及區(qū)域以及近井低滲透帶。

4 結(jié)論

1）對(duì)于韻律復(fù)雜的注采井網(wǎng)，剩余油分布非常復(fù)雜，但存在一定的規(guī)律：對(duì)單一正韻律條件，即使在實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ蜅l件下注入水下沉也較為明顯，剩余油主要分布在正韻律上部；在反韻律條件下注入水能夠均勻波及模型各個(gè)滲透率層，剩余油主要集中在水動(dòng)力弱的區(qū)域；在結(jié)構(gòu)復(fù)雜的復(fù)合韻律情況下，剩余油的分布取決于復(fù)合結(jié)構(gòu)中水驅(qū)作用弱的低滲透帶，并不一定是邊角井之間無(wú)流線穿過(guò)區(qū)域。

2）實(shí)驗(yàn)顯示復(fù)合韻律儲(chǔ)層存在單層突進(jìn)和繞流，位于這些位置的生產(chǎn)井含水率上升較快，層內(nèi)剩余油也相對(duì)分散、但整體剩余儲(chǔ)量相對(duì)較高，這些位置和層段在開發(fā)調(diào)整中值得重視。

3）在基礎(chǔ)井網(wǎng)水動(dòng)力較弱時(shí)，通過(guò)生產(chǎn)井轉(zhuǎn)注水井以及布置加密井的措施改善了水驅(qū)效果，整個(gè)模型的采收率為39.6%，比不加密提高采收率9.9%。

5 建議

以上實(shí)驗(yàn)結(jié)果是在保證最大可能相似性前提下得出，其最終采收率未超過(guò)40%。考慮實(shí)際油田的更強(qiáng)非均質(zhì)性，此研究結(jié)果可為油田后期調(diào)整挖潛及最終采收率標(biāo)定提供一定的依據(jù)，在油田開發(fā)后期應(yīng)以局部挖潛為主，可以考慮聚合物驅(qū)來(lái)減緩重力作用造成的分異，進(jìn)一步擴(kuò)大波及面積，同時(shí)部署必要的加密井網(wǎng)進(jìn)行挖潛。