平行水平井網(wǎng)水驅(qū)剩余油分布規(guī)律實(shí)驗(yàn)研究

羅憲波，唐 洪 ，張 章，楊竣杰，張 俊

1.中海石油（中國(guó)）有限公司天津分公司，天津 濱海新區(qū) 300452；2.西南石油大學(xué)地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院，四川 成都 610500

引言

水驅(qū)剩余油研究一直是老油田挖潛關(guān)注的焦點(diǎn)，早在1975 年，美國(guó)就成立了剩余油飽和度委員會(huì)，前蘇聯(lián)也專(zhuān)門(mén)打了二十幾口井來(lái)研究水驅(qū)剩余油的分布規(guī)律[1]，“六五”期間，中國(guó)才開(kāi)始對(duì)對(duì)剩余油進(jìn)行研究[2]。學(xué)者們對(duì)于剩余有不同的定義：Chierici[3]率先將剩余油定義油藏中可以通過(guò)各種挖潛手段采出的油；郭平等[4]將剩余油定義為通過(guò)對(duì)地質(zhì)的深入認(rèn)識(shí)以及技術(shù)的升級(jí)以后能開(kāi)采的原油；閆偉超等[5]則認(rèn)為經(jīng)過(guò)不同方式開(kāi)采以后油藏中仍然滯留的那一部分原油為剩余油，包括驅(qū)替過(guò)程中未被注水波及以及無(wú)法被采出的殘余油。

目前認(rèn)為，剩余油分布受地質(zhì)和開(kāi)發(fā)因素共同控制。其中，地質(zhì)類(lèi)因素主要包括儲(chǔ)層非均質(zhì)性、構(gòu)造及斷層等；開(kāi)發(fā)類(lèi)因素主要包括注采井型、注采井網(wǎng)完善程度、注采方式與注采強(qiáng)度等[6-7]。近年來(lái)，人們對(duì)絕對(duì)剩余油含量及其微觀分布因素的研究越來(lái)越深入，實(shí)驗(yàn)手段也越來(lái)越先進(jìn)，研究表明，儲(chǔ)集巖的孔隙幾何形態(tài)、潤(rùn)濕性及孔喉比大小等是剩余油形成的主要影響因素[8-9]。李偉等[10]認(rèn)為，儲(chǔ)層物性、孔隙類(lèi)型、油層潤(rùn)濕性與敏感性及巖石熱導(dǎo)率影響著剩余油的微觀分布狀態(tài)。徐艷梅等[11]認(rèn)為，不同沉積環(huán)境對(duì)剩余油分布具有較大的影響：在大規(guī)模河道砂巖沉積儲(chǔ)層中，剩余油主要分布在斷層及油層邊角地帶的滯留區(qū)，構(gòu)造高部位及正向微型構(gòu)造區(qū)。施尚明等[12]研究了儲(chǔ)層非均質(zhì)性對(duì)剩余油分布的影響，認(rèn)為剩余油主要分布在儲(chǔ)層滲透率級(jí)差大、物性較差的單砂層內(nèi)，非均質(zhì)性越強(qiáng)，儲(chǔ)層采出程度越低，剩余油儲(chǔ)量越高。齊兆英等[13]認(rèn)為，油藏邊緣區(qū)是剩余油富集區(qū)。胡志成等[14-15]認(rèn)為，剩余油分布模式與沉積韻律、隔夾層及沉積微相的組合方式有關(guān)，其中韻律類(lèi)型、隔夾層控制著剩余油的垂向富集模式，剩余油富集于夾層和韻律共同形成的滲流能力弱的部位。在影響剩余油分布的開(kāi)發(fā)因素中，最重要的因素是注采系統(tǒng)的完善程度及其與地質(zhì)因素的配置關(guān)系。張鳳奎[16]認(rèn)為，低滲透、薄油層、多油層組、非均質(zhì)性強(qiáng)、連片性差的砂巖油藏中剩余油主要分布于注采井距較大、注采井網(wǎng)不完善區(qū)，套管損壞井區(qū)，受井網(wǎng)控制程度很低的中小油砂體，油藏邊部的部分油砂體，在油層內(nèi)部?jī)煽谟途g或注水井之間也是剩余油的富集區(qū)[17]。

20 世紀(jì)90 年代，水平井在油田開(kāi)發(fā)中得到廣泛應(yīng)用，水平井網(wǎng)對(duì)剩余油分布影響也成為人們關(guān)注的重點(diǎn)[18-23]。其水平井網(wǎng)類(lèi)型包括“平行、交錯(cuò)、四點(diǎn)、五點(diǎn)、七點(diǎn)、九點(diǎn)”規(guī)則水平井網(wǎng)和不規(guī)則井網(wǎng)[24-25]。Aggour 等[26]利用赫爾-肖模型研究了底水油藏水平井位置和驅(qū)替速度對(duì)采收率以及底水和氣頂運(yùn)動(dòng)規(guī)律的影響，認(rèn)為水平井到油氣界面距離和到油水界面距離比為5：3 時(shí)，驅(qū)替效果最好；在沒(méi)有氣頂或底水指進(jìn)的情況下，驅(qū)替速度越大，效果越好。王家祿等[27]利用二維平板模型研究了水平井水平段長(zhǎng)度和生產(chǎn)壓差對(duì)水脊突破井筒時(shí)間的以及無(wú)水采收率和最終采收率的影響，認(rèn)為水平段越長(zhǎng)，生產(chǎn)壓差越小，水脊形成越晚，井筒見(jiàn)水時(shí)間越遲，采收率越高，為開(kāi)展水平井長(zhǎng)度優(yōu)化研究提供了參考。潘毅等[28]采用大尺寸二維物理模型對(duì)多層砂巖注水驅(qū)替規(guī)律進(jìn)行研究，認(rèn)為注水驅(qū)替速度越小，無(wú)水采油期越長(zhǎng)，產(chǎn)水率上升越緩慢，采出程度越高。

綜合調(diào)研結(jié)果可知，在井網(wǎng)對(duì)剩余油分布影響研究中的成果大多數(shù)都是針對(duì)直井注采系統(tǒng)的。在水平井網(wǎng)的研究中主要集中在水平井位置、長(zhǎng)度、驅(qū)替速度等對(duì)開(kāi)發(fā)效果的影響，很少涉及水平井井網(wǎng)、儲(chǔ)層非均質(zhì)性等對(duì)剩余油分布規(guī)律的影響。根據(jù)相似原理進(jìn)行模型設(shè)計(jì)，同時(shí)結(jié)合典型非均質(zhì)油藏儲(chǔ)層特征，設(shè)計(jì)了基于水平井網(wǎng)的平板填砂水驅(qū)油物理模擬實(shí)驗(yàn)，分析研究在不同非均質(zhì)儲(chǔ)層及水驅(qū)速度條件下剩余油分布特征，為認(rèn)清平行水平井網(wǎng)水驅(qū)油效果和剩余油分布規(guī)律提供依據(jù)，為油田生產(chǎn)調(diào)整提供參考。

1 物理模擬實(shí)驗(yàn)裝置及模型設(shè)計(jì)

合理的物理模擬模型，要滿足模擬儲(chǔ)層與模型的幾何形態(tài)相似、屬性相近、影響驅(qū)油效果的要素一致。

1.1 物理模型設(shè)計(jì)地質(zhì)依據(jù)

本次實(shí)驗(yàn)基于中國(guó)海上某油藏的地質(zhì)、開(kāi)發(fā)數(shù)據(jù)開(kāi)展。

該油藏儲(chǔ)層為三角洲前緣碎屑巖沉積，儲(chǔ)層巖性以細(xì)粒和中—細(xì)粒巖屑長(zhǎng)石砂巖和長(zhǎng)石巖屑砂巖為主，碎屑顆粒為石英、長(zhǎng)石、巖屑及少量的云母和重礦物；儲(chǔ)層顆粒疏松，孔隙較為發(fā)育，連通性好，孔隙類(lèi)型以粒間孔為主，含少量顆粒溶蝕孔，成巖作用??；儲(chǔ)層物性好，孔隙度12.5%～42.3%，主要集中在25.0%～40.0%；平均30.6%（圖1）；滲透率7.3～6 830.0 mD，主要集中在100.0～5 000.0 mD，平均1 687.0 mD（圖2），儲(chǔ)層具有高孔高滲的儲(chǔ)集物性特征，孔滲關(guān)系圖顯示孔滲相關(guān)性好（圖3）。

圖1 孔隙度分布直方圖Fig.1 Porosity distribution histogram

圖2 滲透率分布直方圖Fig.2 Permeability distribution histogram

圖3 孔滲關(guān)系圖Fig.3 Relationship between porosity and permeability

油藏儲(chǔ)層平面非均質(zhì)性較強(qiáng)，井組內(nèi)部滲透率級(jí)差為2～6（圖4）。該油藏地下原油黏度8.21～11.74 mPa·s，平均10.00 mPa·s 左右，飽和壓力8.23～11.76 MPa，壓力梯度0.968 MPa/hm，油藏溫度梯度為2.80°C/hm。地層水總礦化度為1 483～2 050 mg/L，平均為1 788 mg/L。油藏目前的采出程度僅20% 左右，含水率在77% 左右，因此，儲(chǔ)層中剩余油大量分布，具有巨大的挖潛潛力。

圖4 井組內(nèi)注采井滲透率級(jí)差分布直方圖Fig.4 Permeability difference distribution histogram of injection and production wells in well group

1.2 物理模擬實(shí)驗(yàn)裝置

考慮到本文僅針對(duì)平行水平井井網(wǎng)下的水驅(qū)開(kāi)發(fā)效果及剩余油分布規(guī)律進(jìn)行研究，在滿足基于油藏三角洲前緣碎屑巖儲(chǔ)層特征的屬性要求和影響實(shí)驗(yàn)效果的要素要求基礎(chǔ)上，通過(guò)幾何相似原則，設(shè)計(jì)并制作平板填砂模型水驅(qū)油滲流系統(tǒng)，如圖5、圖6 所示。

圖5 實(shí)驗(yàn)裝置實(shí)物圖Fig.5 Physical image of the device

圖6 實(shí)驗(yàn)裝置原理示意圖Fig.6 Experimental schematic diagram of device

該系統(tǒng)的核心部分是平板模型，其有效容積為500 mm×500 mm×30 mm，模型內(nèi)部為8×8 電極陣列，可以隨時(shí)觀測(cè)水驅(qū)油過(guò)程中平板模型不同部位的電阻率變化，可通過(guò)反演求取剩余油飽和度。此外，物理模型還包括輸入和輸出設(shè)備，輸入設(shè)備包括用于控制注入水驅(qū)替速度的流量蠕動(dòng)泵和多個(gè)用于實(shí)現(xiàn)均衡飽和流體的閥門(mén)。輸出設(shè)備包括LCR 電橋分析儀和計(jì)算機(jī)：電橋分析儀檢測(cè)電極并輸出測(cè)量的電阻率參數(shù)；計(jì)算機(jī)用于處理電阻率參數(shù)，通過(guò)對(duì)數(shù)據(jù)進(jìn)行相應(yīng)處理，將其轉(zhuǎn)化為含水飽和度值，并以圖像形式顯示在計(jì)算機(jī)屏幕上，以便實(shí)時(shí)觀察水驅(qū)過(guò)程中電阻率的變化和剩余油分布變化規(guī)律。

1.3 物理實(shí)驗(yàn)參數(shù)及模型設(shè)計(jì)

為了簡(jiǎn)化物理模型設(shè)計(jì)影響因素及其對(duì)實(shí)驗(yàn)結(jié)果的影響，采用物理模型的孔滲物性與儲(chǔ)層孔滲物性一致的設(shè)計(jì)思路，以滿足物理模型設(shè)計(jì)屬性相近要求。根據(jù)研究的海上三角洲前緣油田儲(chǔ)層物性參數(shù)，設(shè)計(jì)并制作的均質(zhì)和非均質(zhì)3 組儲(chǔ)層實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ偷膶傩詤?shù)分別為：均質(zhì)儲(chǔ)層模型孔隙度為30.6%，滲透率1 600 mD；非均質(zhì)儲(chǔ)層模型的級(jí)差分別為4和6。排列順序從左至右的滲透率組合分別為500，1 000，3 000 mD 和800，1 600，3 200 mD（圖7）。均質(zhì)儲(chǔ)層實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ图敖Y(jié)果是對(duì)比研究的基礎(chǔ)。

按照油藏及模型的影響驅(qū)油效果要素一致性要求，井網(wǎng)布置如圖7 所示，藍(lán)色柱狀體為注水井；紅色柱狀體為采油井。在非均質(zhì)模型中注水井和采油井均貫穿了不同滲透率儲(chǔ)層帶，其跟部位于低滲部位，趾部位于高滲部位。

圖7 儲(chǔ)層實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ驮O(shè)計(jì)和井網(wǎng)布置圖Fig.7 Reservoir experimental model design and well pattern layout

通過(guò)物理模型與實(shí)際油藏產(chǎn)量比值恒定，來(lái)選擇實(shí)驗(yàn)流體物性值及實(shí)驗(yàn)參數(shù)，以滿足物理模型與實(shí)際油藏的驅(qū)替效果及剩余油分布影響要素一致性要求。

基本理論公式為

根據(jù)式（1）、式（2）將油田原始地層參數(shù)如井筒長(zhǎng)度，注采井距及注水量等參數(shù)換算得到物理實(shí)驗(yàn)中的相關(guān)參數(shù)（表1）。實(shí)驗(yàn)室井筒長(zhǎng)度為33.5 cm，注采井間距離為33.5 cm；實(shí)驗(yàn)室條件下水黏度為1 mPa·s，油黏度為20 mPa·s；注水速度為0.743～8.16 mL/min，考慮到實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ拖鄬?duì)較小，且注水速度過(guò)快容易導(dǎo)致水竄，實(shí)驗(yàn)效果不好，最后選擇注入速度為1 和4 mL/min 作為本次實(shí)驗(yàn)注水驅(qū)替速度。實(shí)驗(yàn)溫度保持在20°C左右，標(biāo)準(zhǔn)大氣壓。

表1 原型參數(shù)與模型參數(shù)對(duì)比表Tab.1 Comparison of prototype parameters and model parameters

2 實(shí)驗(yàn)原理、方案及步驟

利用設(shè)計(jì)的實(shí)驗(yàn)物理模型，可研究?jī)?chǔ)層非均質(zhì)性特征、驅(qū)油速度對(duì)水驅(qū)油效果及剩余油分布規(guī)律的影響。

2.1 實(shí)驗(yàn)原理

在物理模擬實(shí)驗(yàn)中計(jì)量的產(chǎn)油量、產(chǎn)水量和儲(chǔ)層電阻率等參數(shù)，利用式（3）、式（4）和式（5）計(jì)算含水率、采出程度、含油飽和度，建立水驅(qū)特征曲線和含油飽和度分布圖，從而分析水驅(qū)油規(guī)律和剩余油分布規(guī)律。

（1）含水率

（2）含水飽和度

此外，利用實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)的甲型水驅(qū)特征曲線回歸得到的斜率和截距值，可計(jì)算出模型的可采儲(chǔ)量、動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量、死油區(qū)儲(chǔ)量、采收率和平均驅(qū)油效率等參數(shù)。

（3）可采儲(chǔ)量

（4）動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量和死油區(qū)儲(chǔ)量

（5）采收率和平均驅(qū)油效率

2.2 實(shí)驗(yàn)方案

本次研究共設(shè)計(jì)了4 組實(shí)驗(yàn)，探究在其他實(shí)驗(yàn)參數(shù)不變的情況下，驅(qū)替速度和儲(chǔ)層平面非均質(zhì)性對(duì)驅(qū)油效率的影響。首先，選取驅(qū)替速度分別為1 和4 mL/min 的均質(zhì)模型進(jìn)行實(shí)驗(yàn)，研究驅(qū)替速度變化對(duì)剩余油分布的影響，得到驅(qū)替速度為1 mL/min 時(shí)效果更好的結(jié)論；然后，選定驅(qū)替速度為1 mL/min，選取滲透率級(jí)差為4 和級(jí)差為6 的兩組實(shí)驗(yàn)結(jié)果對(duì)比，分析儲(chǔ)層平面非均質(zhì)性對(duì)剩余油分布的影響。

2.3 實(shí)驗(yàn)方法

各組物理模擬實(shí)驗(yàn)步驟如下。

（1）實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ椭谱?/p>

對(duì)于不同的物理模型，分別采用不同配比的40～70 目的石英砂和水泥混合，在相同壓力下進(jìn)行壓實(shí)密封。此外，在平板填砂前，為了避免流體在模型中受邊界效應(yīng)影響，需要對(duì)模型內(nèi)部使用固體膠粗化。

（2）模型飽和水

通過(guò)模型試壓不漏后，縱向放置模型，連接模型腔體面板上的電極和進(jìn)口閥門(mén)，打開(kāi)電橋儀、計(jì)算機(jī)和蠕動(dòng)泵，從底部緩慢注水，直到模型中的水向頂部出口溢出，觀察電極顯示值穩(wěn)定后，將模型底部的注水閥門(mén)關(guān)閉，通過(guò)注入水體積與模型體積比值，計(jì)算模型的孔隙度。

（3）模型飽和油

在上一步驟模型豎直放置狀態(tài)下，打開(kāi)底部閥門(mén)，使用蠕動(dòng)泵從模型頂部閥門(mén)緩慢注油，直至模型底部的排水口不在出水，此時(shí)停止注油，并且使模型頂?shù)撞块y門(mén)均處于關(guān)閉狀態(tài)，計(jì)量注入油的體積。為保證模型充分被注入油所飽和，在首次停注油后需要靜置模型8 h 以上，然后再反復(fù)多次繼續(xù)往模型中注入油，直至模型電阻率電極數(shù)值分布顯示均質(zhì)。

（4）水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)

將模型水平放置，按實(shí)驗(yàn)要求設(shè)定UIP LAB 蠕動(dòng)泵注水速度，從水平注水井進(jìn)行注水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，記錄LCR 電橋儀顯示數(shù)據(jù)。待注水至3 PV 時(shí)，關(guān)閉蠕動(dòng)泵，結(jié)束實(shí)驗(yàn)并記錄產(chǎn)出井產(chǎn)水、產(chǎn)油體積，進(jìn)而計(jì)算出采出程度、采油速度、含水率等參數(shù)。

（5）模型物性參數(shù)測(cè)試

實(shí)驗(yàn)結(jié)束后，對(duì)物理模型取樣，測(cè)量物性參數(shù)。

（6）水驅(qū)特征與剩余油分布分析

根據(jù)生產(chǎn)測(cè)試實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)，分析水驅(qū)特征規(guī)律；然后對(duì)比分析不同階段電極陣列測(cè)試數(shù)據(jù)及其反演結(jié)果，總結(jié)剩余油的形成及分布規(guī)律，并討論驅(qū)替速度和儲(chǔ)層平面非均質(zhì)性對(duì)剩余油分布的影響。

3 實(shí)驗(yàn)結(jié)果與討論

3.1 實(shí)驗(yàn)結(jié)果

3.1.1 均質(zhì)儲(chǔ)層平行水平井網(wǎng)水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果

表2、圖8、圖9 是在均質(zhì)儲(chǔ)層模型中采用不同驅(qū)替速度時(shí)，當(dāng)水平井注水，平行水平井生產(chǎn)的實(shí)驗(yàn)結(jié)果。對(duì)比不同驅(qū)替速度下的產(chǎn)液曲線，可以發(fā)現(xiàn)以下規(guī)律。

圖8 均質(zhì)儲(chǔ)層平行水平井網(wǎng)水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)產(chǎn)油量和產(chǎn)水量曲線Fig.8 Curves of oil/water production in parallel horizontal well pattern water drive experiment in homogeneous reservoir

圖9 均質(zhì)儲(chǔ)層平行水平井網(wǎng)水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)采出程度含水率曲線Fig.9 The actual recovery degree and water cut curve of parallel horizontal well pattern water drive in homogeneous reservoir

表2 不同驅(qū)替速度下均質(zhì)儲(chǔ)層水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)預(yù)測(cè)參數(shù)Tab.2 Experimental prediction parameters in homogeneous reservoir under different displacement rates

（1）均質(zhì)模型中在不同驅(qū)替速度下，水平采油井的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征均展現(xiàn)為無(wú)水采油期、含水快速上升期和含水緩慢上升期3 個(gè)典型水驅(qū)開(kāi)發(fā)階段。

（2）受流場(chǎng)的影響，低驅(qū)替速度見(jiàn)水時(shí)間晚于高驅(qū)替速度的見(jiàn)水時(shí)間，見(jiàn)水時(shí)采出程度高于高驅(qū)替速度。

（3）低驅(qū)替速度下，水平井的采油速度和累產(chǎn)油量（或采收率）兩個(gè)開(kāi)發(fā)效果參數(shù)明顯高于低驅(qū)替速度條件下的兩個(gè)開(kāi)發(fā)效果參數(shù)，反映了在均質(zhì)儲(chǔ)層中采用低速平行水平井網(wǎng)開(kāi)發(fā)的優(yōu)勢(shì)。

（4）不同驅(qū)替速度下均質(zhì)儲(chǔ)層產(chǎn)油量規(guī)律非常相似，但產(chǎn)水量的規(guī)律差異較大。表現(xiàn)為高速條件下產(chǎn)水量明顯高于低速，說(shuō)明高速條件下注入水向水平井方向出現(xiàn)明顯水竄。

（5）從含水率98%的采出程度或注水3 PV 時(shí)可以看出，高驅(qū)替速度均質(zhì)儲(chǔ)層采出程度低，剩余油數(shù)量多，說(shuō)明均質(zhì)儲(chǔ)層不適合于高速開(kāi)發(fā)。

3.1.2 非均質(zhì)儲(chǔ)層水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果

表3、圖10 和圖11 是在非均儲(chǔ)層模型中采用驅(qū)替速度為1 mL/min 時(shí)，當(dāng)水平井注水，平行水平井生產(chǎn)的實(shí)驗(yàn)結(jié)果。對(duì)比分析均質(zhì)模型和兩種非均質(zhì)模型的產(chǎn)液曲線，發(fā)現(xiàn)有以下規(guī)律。

表3 不同驅(qū)替速度下不同類(lèi)儲(chǔ)層平行水平井網(wǎng)水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)對(duì)比表Tab.3 Comparison of experimental data of parallel horizontal well pattern water drive in homogeneous or heterogeneous reservoirs at different displacement rates

圖10 水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)產(chǎn)水量和產(chǎn)油量變化曲線Fig.10 Water production and oil production curves in water flooding experiment

圖11 含水率和采出程度變化曲線Fig.11 Recovery degree and water-cut curves in water flooding experiment

（1）3 種不同的儲(chǔ)層模型中，水平采油井的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征均展現(xiàn)為無(wú)水采油期、含水快速上升期和含水緩慢上升期3 個(gè)典型水驅(qū)開(kāi)發(fā)階段。

（2）受流場(chǎng)的影響，非均質(zhì)模型見(jiàn)水時(shí)間早于均質(zhì)模型，而對(duì)于非均質(zhì)儲(chǔ)層而言，級(jí)差大的儲(chǔ)層見(jiàn)水時(shí)間早于級(jí)差小的儲(chǔ)層。從見(jiàn)水時(shí)的采出程度看，均質(zhì)儲(chǔ)層的采出程度高于非均質(zhì)儲(chǔ)層，級(jí)差大、平均滲透率低的非均質(zhì)儲(chǔ)層高于級(jí)差小、平均滲透率高的儲(chǔ)層。

（3）級(jí)差大、平均滲透率低的非均質(zhì)儲(chǔ)層中水平井的采油速度和累產(chǎn)油量（或采收率）兩個(gè)開(kāi)發(fā)效果參數(shù)略高于級(jí)差小、平均滲透率高的儲(chǔ)層。

（4）兩種非均質(zhì)儲(chǔ)層產(chǎn)油量和產(chǎn)水量規(guī)律略有相似，存在弱小差異。表現(xiàn)為開(kāi)發(fā)中后期產(chǎn)水率級(jí)差小、平均滲透率高的非均質(zhì)儲(chǔ)層產(chǎn)水量略高于級(jí)差大、平均滲透率低的儲(chǔ)層，說(shuō)明盡管儲(chǔ)層非均質(zhì)級(jí)差小，但注入水中后期在滲透率的高值區(qū)水竄更明顯。

（5）從含水率98%的采出程度或最終采出程度可以看出，級(jí)差小、平均滲透率高的非均質(zhì)儲(chǔ)層采出程度低，剩余油數(shù)量多，說(shuō)明平面上存在滲透率非常高的非均質(zhì)儲(chǔ)層不適合于采用平行水平網(wǎng)。

3.2 驅(qū)替速度對(duì)剩余油分布的影響

圖12 和圖13 顯示了在均質(zhì)儲(chǔ)層模型中分別采用不同驅(qū)替速度開(kāi)展平行水平井網(wǎng)水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)的含油飽和度變化情況。

圖12 驅(qū)替速度1 mL/min 時(shí)均質(zhì)儲(chǔ)層中不同注入量下含油飽和度分布圖Fig.12 Oil saturation distribution at different water injection volume in homogeneous reservoir（injection rate 1 mL/min）

圖13 驅(qū)替速度4 mL/min 時(shí)均質(zhì)儲(chǔ)層中不同注入量下含油飽和度分布圖Fig.13 Oil saturation distribution at different water injection volume in homogeneous reservoir（injection rate 4 mL/min）

實(shí)驗(yàn)表明，注入水在進(jìn)入儲(chǔ)層以后整體向注水井方向滲流，滲流速度在注水井的跟部最快，向注水井和采油的趾部逐漸減慢。到實(shí)驗(yàn)結(jié)束時(shí)，在注水井的跟部含水飽和度附近最高，剩余油較少，向采油井跟部和注水井的趾部方向含水飽和度明顯降低，剩余油數(shù)量增加。剩余油均主要分布在采油井的趾部附近。當(dāng)驅(qū)替速度較高時(shí)，剩余油向注水井的趾部延伸，分布范圍更大些。這是因?yàn)轵?qū)替速度越大時(shí)，在注水井跟部處壓力越大，在儲(chǔ)層中形成注采井間的壓力梯度越大，注入水在注采井的跟部間滲流越快，更容易形成滲流優(yōu)勢(shì)通道，導(dǎo)致其見(jiàn)水早，采出程度更低。

利用均質(zhì)儲(chǔ)層在不同驅(qū)替速度下的實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)繪制和計(jì)算的甲型水驅(qū)特征曲線及含水率為98%時(shí)的可采儲(chǔ)量、動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量、死油區(qū)儲(chǔ)量、采收率和平均驅(qū)油效率結(jié)果如表3、圖14 所示。

圖14 均質(zhì)儲(chǔ)層不同驅(qū)替速度實(shí)驗(yàn)甲型水驅(qū)特征曲線Fig.14 Type A water drive characteristic curve water flooding experiment at different displacement rates in homogeneous reservoir

分析發(fā)現(xiàn)：（1）均質(zhì)模型中低驅(qū)替速度條件下預(yù)測(cè)的可采儲(chǔ)量、動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量、采收率和平均驅(qū)油效率均高于高速條件；（2）兩次驅(qū)替速度條件下的采收率相差1.58%，與實(shí)驗(yàn)獲得的水驅(qū)油規(guī)律具有一致性，也反映出均質(zhì)儲(chǔ)平行水平井網(wǎng)更適合采用低速驅(qū)替度。

3.3 儲(chǔ)層非均質(zhì)對(duì)剩余油分布的影響

圖15 和圖16 是兩種非均質(zhì)儲(chǔ)層模型平行水平井網(wǎng)水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)過(guò)程中8×8 電極陣列測(cè)試數(shù)據(jù)分析的含油飽和度變化結(jié)果。

圖15 滲透率級(jí)差為4 時(shí)非均質(zhì)儲(chǔ)層平行水井網(wǎng)水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)中含油飽和度圖Fig.15 Oil saturation in water drive experiment of parallel well pattern in heterogeneous reservoir at permeability differential is 4

圖16 滲透率級(jí)差6 時(shí)非均質(zhì)儲(chǔ)層平行水井網(wǎng)水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)中含油飽和度圖Fig.16 Oil saturation in water drive experiment of parallel well pattern in heterogeneous reservoir at permeability differential is 6

圖15 和圖16 中，注入水在進(jìn)入儲(chǔ)層以后整體向注水井方向滲流，當(dāng)不同的儲(chǔ)層條件，滲流速度不同，主流線位置不同，剩余油分布位置也不相同。在滲透率級(jí)差為1 的均質(zhì)儲(chǔ)層中，滲流速度在注水井的跟部最快，向注水井和采油的趾部逐漸減慢，實(shí)驗(yàn)結(jié)束時(shí)在注水井的跟部含水飽和度附近最高，剩余油最少，向采油井跟部和注水井的趾部方向含水飽和度明顯降低，剩余油數(shù)量增加。

由圖15 和圖16 可見(jiàn)，剩余油主要分布在采油井的趾部附近：在儲(chǔ)層滲透率級(jí)差為4 的模型中，滲流速度在注水井的趾部最快，向注水井和采油井的跟部逐漸減慢，實(shí)驗(yàn)結(jié)束時(shí)在注水井的趾部附近含水飽和度最高，剩余油最少，向采油井跟部和注水井的跟部方向含水飽和度明顯降低，剩余油數(shù)量增加。剩余油主要分布于中、低滲透區(qū)采油井跟部—中部附近區(qū)域，低滲區(qū)范圍大于中滲區(qū)；在儲(chǔ)層滲透率級(jí)差為6 的模型中，滲流速度在注水井的中部最快，向注水井跟部和趾部以及采油井方向明顯減慢，采油井趾部方向略快于跟部方向。實(shí)驗(yàn)結(jié)束時(shí)，在注水井的中部附近含水飽和度最高，剩余油最少，向注水井跟部和趾部以及采油井方向含水飽和度明顯降低，剩余油數(shù)量增加。剩余油主要分布在低滲透區(qū)采油井跟部附近區(qū)域，范圍較前種儲(chǔ)層小。

在均質(zhì)儲(chǔ)層中，注水井跟部—采油井跟部區(qū)域壓力梯度最大，是注入水的主要流動(dòng)方向。而在非均質(zhì)儲(chǔ)層中，由于注水井趾部處于高滲儲(chǔ)層區(qū)，注入水在該區(qū)啟動(dòng)壓力低，流動(dòng)性增強(qiáng)，其主流線遷移為注水井中—趾部到采油井的中—趾部，由此造成均質(zhì)儲(chǔ)層和非均質(zhì)儲(chǔ)層的剩余油分布區(qū)域不同；同時(shí)由于非均質(zhì)儲(chǔ)層中注入水在高滲區(qū)易形成水竄，在儲(chǔ)層滲透率級(jí)差為4 的高滲區(qū)（滲透率為3 200 mD）大于滲透率級(jí)差為6 的儲(chǔ)層，注入水在高滲區(qū)滲流更快，造成非均質(zhì)儲(chǔ)層較均質(zhì)儲(chǔ)層水洗范圍小，非均質(zhì)儲(chǔ)層中高滲區(qū)滲透率值大的儲(chǔ)層帶滲流快，均質(zhì)儲(chǔ)層采出程度高于非均質(zhì)儲(chǔ)層；非均質(zhì)儲(chǔ)層中高滲區(qū)滲透率值更大的采出程度更低。

表4 和圖17 是利用非均質(zhì)儲(chǔ)層模型實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)繪制和計(jì)算的甲型水驅(qū)特征曲線及含水率為98%時(shí)的可采儲(chǔ)量、動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量、死油區(qū)儲(chǔ)量、采收率和平均驅(qū)油效率。分析表明：（1）在相同驅(qū)替速度條件下，均質(zhì)模型中預(yù)測(cè)的可采儲(chǔ)量、動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量、采收率和平均驅(qū)油效率均高于非均質(zhì)儲(chǔ)層，但低于級(jí)差高、平均滲透率相同的非均質(zhì)儲(chǔ)層；（2）兩個(gè)非均質(zhì)模型的采收率相差8.91%，與實(shí)驗(yàn)獲得的水驅(qū)油規(guī)律具有一致性，也反映出儲(chǔ)層平面非均質(zhì)性對(duì)采收率的影響總體小，平行水平井網(wǎng)更適合于高滲帶滲透率值較小的非均質(zhì)儲(chǔ)層，而不適合于滲透率級(jí)差小、滲透率最大值非常大的非均質(zhì)儲(chǔ)層。

表4 不同滲透率級(jí)差非均質(zhì)儲(chǔ)層平行水平井網(wǎng)水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)預(yù)測(cè)數(shù)據(jù)對(duì)比表Tab.4 Comparison of experimental prediction of parallel horizontal well pattern in heterogeneous reservoirs at different permeability gradients

圖17 非均質(zhì)儲(chǔ)層中平行水平井網(wǎng)水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)甲型水驅(qū)特征曲線Fig.17 Type A water drive characteristic curve of parallel well pattern in heterogeneous reservoir

4 結(jié)論

（1）在均質(zhì)儲(chǔ)層中采用不同驅(qū)替速度平行水平井網(wǎng)進(jìn)行開(kāi)發(fā)，低驅(qū)替速度條件下見(jiàn)水時(shí)間晚，見(jiàn)水時(shí)采出程度高，最終采收率高。剩余油分布于采油井趾部附近，高速條件下剩余油分布向注水井趾部方向擴(kuò)展。因此，平行水平井網(wǎng)更適合于較低驅(qū)替速度的開(kāi)發(fā)情況。

（2）采用相同驅(qū)替速度水平井網(wǎng)在均質(zhì)、不同極差非均質(zhì)的3 類(lèi)儲(chǔ)層中進(jìn)行開(kāi)發(fā)，非均質(zhì)儲(chǔ)層見(jiàn)水時(shí)間最早，但最終采收率及平均驅(qū)油效率均低于均質(zhì)儲(chǔ)層；在不同極差的非均質(zhì)儲(chǔ)層中，滲透率極差較大，平均滲透率較小的非均質(zhì)儲(chǔ)層見(jiàn)水時(shí)間晚，最終采收率及平均驅(qū)油效率高。因此，水平井網(wǎng)更適合于極差較大、平均滲透率較小的非均質(zhì)儲(chǔ)層。

（3）在不同的非均質(zhì)儲(chǔ)層中采用平行井網(wǎng)開(kāi)發(fā)時(shí)，在儲(chǔ)層滲透率級(jí)差為4 的模型中，剩余油主要分布于中、低滲透區(qū)采油井跟部—中部附近區(qū)域，低滲區(qū)范圍大于中滲區(qū)；在儲(chǔ)層滲透率級(jí)差為6 的模型中，剩余油主要分布于低滲透區(qū)采油井跟部附近區(qū)域，范圍較前種儲(chǔ)層小。