水驅油藏特高含水階段提高采收率可行性研究及技術對策

呂曉光，李 偉

（1.C&C Reservoirs，北京 100102；2.中國石油大慶油田有限責任公司開發(fā)事業(yè)部，黑龍江大慶 163712）

目前中外主要中高滲透常規(guī)砂巖油田均已進入成熟開發(fā)階段，含水率多大于90%，可采儲量采出程度大于80%［1-5］。世界上最著名的幾個砂巖油田如東德克薩斯油田、大慶喇薩杏油田和羅馬仕金油田的可采儲量采出程度分別為97.5%，92.7%和77.7%，其中東德克薩斯油田含水率大于99%，大慶喇薩杏油田含水率達94.6%［5-6］。

中外636個常規(guī)砂巖油藏天然能量一次采收率和最終采收率統(tǒng)計分布中值分別為15% 和38.1%［7］。而以水驅開發(fā)為主要提高采收率方法的477 個常規(guī)砂巖油藏（滲透率大于50 mD，原油黏度小于50 mPa·s）最終采收率統(tǒng)計分布中值為43.4%，比籠統(tǒng)統(tǒng)計分析結果的38.1%高出5.3%［7］，更實際反映了常規(guī)砂巖油藏水驅開發(fā)的最終采收率狀況。中國有研究結果給出含水率大于80%的高含水油田采出程度為33.47%，最終采收率為41%，部分油田達到45%以上［1，8］。統(tǒng)計結果表明，常規(guī)砂巖油田注水開發(fā)最終采收率多為35%～50%。特高含水階段高油水比條件下產(chǎn)出液的處理費用大幅度上升，大量生產(chǎn)井被迫關井停產(chǎn)是油田開發(fā)面臨的主要挑戰(zhàn)。與國外油田相比，中國眾多的老油田產(chǎn)層為多層砂巖，非均質性更強且原油性質相對較差，進一步提高水驅采收率的難度更大。

常規(guī)提高采收率的方法包括2 方面：①通過改善油藏管理，優(yōu)化井網(wǎng)和分層注水，利用加密井、水平井等措施和技術擴大波及體積提高最終采收率［7-15］。②利用強化采油（EOR）方法進一步擴大波及體積和提高驅油效率［16-18］。但EOR 方法需較大投入，在低油價條件下很難獲得經(jīng)濟效益。大量研究表明，注水開發(fā)過程中潤濕性的變化有助于改善最終采收率，長期水驅可起到既擴大波及體積又提高驅油效率的雙重作用［2-3，18-20］。為此，筆者深入分析成熟開發(fā)油田進入特高含水和極限含水階段進一步改善注水開發(fā)效果提高采收率的可行性，并提出技術對策。

1 可行性分析

水驅開發(fā)是最為成熟、經(jīng)濟有效且應用最為廣泛的以保持油藏壓力為主要目標的二次采油方法。室內實驗及成熟開發(fā)油田實踐表明，特高含水階段采油給油田開發(fā)帶來了挑戰(zhàn)，同時長期注水沖刷導致油藏條件變化也在一定程度上為進一步提高采收率帶來了機遇，在含水率大于98%的條件下高孔隙體積倍數(shù)注水可提高驅油效率。根據(jù)油藏具體條件，通過水驅開發(fā)進一步提高最終采收率達到50%～70%具有可行性。

1.1 室內實驗分析

1.1.1 潤濕性改變

高孔隙體積倍數(shù)水驅實驗和注水開發(fā)晚期的取心資料表明長期注水導致儲層孔隙結構發(fā)生變化。具體表現(xiàn)在巖石表面的黏土礦物變少，大孔隙比例增多，孔隙度、滲透率增加，而這些變化在中高滲透儲層和河道砂巖中的表現(xiàn)更為突出［19-21］。儲層巖石經(jīng)大量注入水沖刷后，原來具親油特征的表面特性逐漸轉變?yōu)槠H水性。

大慶油田長垣北部薩葡油層原始儲層巖石為偏親油性，經(jīng)長期水驅，最終含水飽和度為60%～99%的巖樣全部轉化為偏親水性。親水性增強，有利于進一步提高驅油效率［19-20］。與早期評價結果相比較，大慶喇薩杏油田水驅最終采收率提高約為5%～10%［1，11］。

1.1.2 驅油效率提高

驅油效率是指在油水流度比一定，均質油藏條件下的極限采收率。通常認為理論驅油效率為50%～61.6%［8］。已有室內實驗探討高孔隙體積倍數(shù)注水條件下的驅油效率［2-3，18，21-25］，盡管最終結果不完全一致，但總體上認為殘余油飽和度降低，可提高驅油效率達70%以上。

大慶油田利用天然巖心開展高孔隙體積倍數(shù)注水驅油室內實驗［2，21，24］，注水量在10 000 PV 以上時，巖心一直出油［18］。14 塊巖心最終含水飽和度平均為86%，最高達99.2%，殘余油飽和度平均為16.6%，最低為9.6%。驅油效率平均為82.9%，最高達99.1%。

孤島、埕東、勝坨油田5 口密閉取心井的1 186塊樣品的驅油效率統(tǒng)計結果表明：在特高含水階段，134 塊樣品的驅油效率超過70%，剩余油飽和度為16.4%，其中有4 塊樣品驅油效率甚至超過90%，剩余油飽和度為3.9%［25］。根據(jù)大慶油田密閉取心分析結果，PⅠ1-3 油層強水洗段驅油效率平均為67.3%，最高驅油效率可達90%［26］。

1.2 實例應用分析

大慶油田在511 井組SⅡ7+8 油層開展75 m 井距條件下的高孔隙體積倍數(shù)注水采油現(xiàn)場試驗［21，24］。中心井511 井試驗開始和結束時的含水率分別為98.9%和99.2%。試驗期間，注入孔隙體積倍數(shù)增加4.2 倍，采出程度提高7.3%。勝利油田在孤東七區(qū)西開展Ng52+3油層小井距的注水開發(fā)試驗［27］，注入量由1.8 PV增加到5.1 PV，含水率由98%增加到98.5%，而采出程度則大幅度增加了8.7 個百分點。

上述試驗說明在含水率達98%后，通過強化注水和采液仍可進一步提高最終采收率。研究者指出石油工業(yè)上通常把含水率為95%或98%時的采收率作為最終采收率，在大慶511 井組小井距試驗中，換油率為86 m3/t，這在經(jīng)濟上是合理的，因此經(jīng)濟含水界限應該如何確定須重新研究［24］。

大慶油田小井距試驗證實達到極限含水階段后通過高孔隙體積倍數(shù)注水可進一步提高采收率，技術上是可行的。高孔隙體積倍數(shù)注水采油階段注入水利用率較低，大慶511 井組小井距試驗每采出1%石油地質儲量需注入0.6 PV 的水，必須尋求經(jīng)濟有效的注水方式。

中外477個常規(guī)砂巖油藏的最終采收率平均為43.7%，其中30%的油藏最終采收率大于50%，3%的油藏最終采收率接近或大于70%（圖1）。在最終采收率大于70%的油藏中，既有相對均質的濱岸砂壩儲層，也有非均質性相對較強的曲流河、辮狀河砂巖儲層。而在最終采收率大于50%的油藏中，57%的油藏主要驅動類型為溶解氣驅或弱天然水驅，采用人工注水開發(fā)提高采收率為20%～46%。43%的油藏以強邊底水驅驅動能量為主，天然能量開發(fā)最終采收率也可達50%～70%以上（圖2）。

圖1 477個常規(guī)砂巖油藏最終采收率分布Fig.1 Ultimate recovery distribution of 477 conventional sandstone reservoirs

圖2 注水開發(fā)油藏天然能量采收率與最終采收率交會圖（最終采收率大于50%的常規(guī)砂巖油藏）Fig.2 Primary recovery versus ultimate recovery of waterflooding reservoirs（reservoirs with ultimate recovery greater than 50%）

著名的東德克薩斯油田預期最終采收率為78.4%［3］。2006 年以來一直在含水率大于98%的極限含水條件下產(chǎn)油，2009 年含水率達99.1%，到2020年底，石油地質儲量采出程度已達78%（圖3）。

圖3 東德克薩斯油田開發(fā)歷史曲線Fig.3 East Texas Oil Field development history

東德克薩斯油田開發(fā)過程中受商業(yè)利益驅動采用幾十米的小井距開采，客觀上擴大了波及體積。在高滲透、儲層連通狀況好且相對均質、原油黏度低等有利的儲層和流體性質條件下，且與露頭相連、地表水可連續(xù)補充的強天然水驅，輔之邊緣注水，可形成長期高孔隙體積倍數(shù)注水采油，使得最終采收率高達近80%［5，28-29］。如果按波及體積系數(shù)為0.9 計算，到2020 年，驅油效率已達87.7%。該大型整裝油田的實例充分說明，長期高孔隙體積倍數(shù)水驅可以達到遠高于常規(guī)認識的驅油效率，到達極限含水階段時，采用經(jīng)濟有效的實用技術仍可繼續(xù)提高采收率。

綜上所述，長期高孔隙體積倍數(shù)注水可以提高采收率，但現(xiàn)有技術、經(jīng)濟條件長期注水難以獲得經(jīng)濟效益，一些油田或斷塊在進入特高或極限含水階段只能關?；驈U棄。急需一些經(jīng)濟可行的技術使關停老井重新注水采油，延長油田開采周期，從而提高采收率。

2 技術對策

應用適合具體油藏特征的低成本、有效技術提高特高含水期水驅最終采收率的主要途徑包括：①以單砂體為單元的注采開發(fā)，減緩層間和平面非均質性的影響，最大程度地擴大水驅波及體積。②實現(xiàn)長期高孔隙體積倍數(shù)注水，延長油田開發(fā)生命期，進一步提高驅替效率。

2.1 擴大波及體積

儲層的非均質性特別是側向連通性是影響注水波及體積的關鍵因素。三角洲沉積砂巖儲層在井距為200 m 條件下井間仍分布未鉆遇的孤立分流河道砂體。斷層遮擋、層間滲透率差異、單一砂層平面巖性、物性變差等因素均可形成注水未完全波及的剩余油富集區(qū)。目前中國廣泛應用調剖、分層注水等是挖潛剩余油的有效技術［30-33］。進一步擴大波及體積的油藏管理技術和措施主要包括：①通過周期注水，即脈沖注水、改變液流方向等方式提高水驅波及體積。周期注水可提高產(chǎn)量10%，降低含水率20%［34-35］。著名的羅馬仕金油田預測的最終采收率為60%，油田進入成熟開發(fā)階段采用控水、周期注水、控制采油速度等措施。1986 年以來含水率為84%～86%，目前石油地質儲量采出程度已達47.6%。②進一步縮小單砂體的生產(chǎn)和注水井距。以大慶油田為代表的多層非均質油田單層系井距多超過200 m，但進入特高含水和極限含水階段地面的各類井的綜合井距已遠小于200 m。因此可以利用幾十米的近井距生產(chǎn)井并結合可行的完井工藝逐層上返開采物性相近的儲層段或厚層單砂體，最大程度提高水驅波及體積。在中國石油印度尼西亞某油田提高采收率實踐中，針對縱向非均質性強、油層多的特點，采用雙油管、多封隔器與滑套組合完井（圖4）。應用單井接替開采不同物性的油層，使常規(guī)開采無經(jīng)濟效益的油層得以有效開發(fā)［36］。③利用大量關停老井的上部管柱側鉆降低鉆井費用開采井間孤立砂體或分流線部位的剩余油。密井網(wǎng)測井信息揭示的三角洲前緣分流河道砂體形態(tài)表明，在井距為126～215 m 條件下井間仍有大量的窄分流河道砂體未被鉆遇［2］。目前基于三維地震、測井信息及沉積學分析的儲層綜合表征技術已可以揭示這些砂體的井間分布。在特高含水階段，對關、停老井實施側鉆，可以充分利用已鉆井的上部井筒及油田生產(chǎn)設備來控制成本，達到經(jīng)濟有效挖潛井間剩余油的目的（圖5）。④靠近斷層高含油飽和度部位平行斷層面鉆新井。針對鉆遇的多層砂巖儲層，可以采用智能完井技術實現(xiàn)不動管柱可選的單一層段接替或所有砂體混合開采。巴西某油田產(chǎn)層為復雜斷塊、復雜油水分布的三角洲沉積砂巖油藏，包含100 多個油層［37］。實施沿斷層面鉆加密井43 口，日產(chǎn)油量由350 m3/d 增至1 100 m3/d，累積產(chǎn)量占該油田的15%，實現(xiàn)了二次開發(fā)（圖6）。

圖4 雙油管和多封隔器完井示意Fig.4 Schematic diagram of completion with dual tubings and multi-packers

圖5 三角洲前緣分流河道砂體井間老井側鉆挖潛示意Fig.5 Schematic diagram showing poorly swept inter-well delta distributary channel sands and producing through old well sidetracking

圖6 巴西某油田沿斷層面鉆井剖面及鉆井前后日產(chǎn)油量變化（據(jù)文獻［37］修改）Fig.6 Drilling profile along fault planes and daily oil production change of an oilfield in Brazil（Modified from Reference［37］）

2.2 提高驅油效率

2.2.1 自流水注水技術

自流水注水技術是指在油藏頂部或者底部存在大型水體時，利用水層的重力及與油層之間的壓差，將獨立的高壓水層中的地層水源注入開發(fā)目的層位，以提高地層壓力驅動原油的一種開采方式。與傳統(tǒng)的注水開發(fā)方式相比，具有成本低，工藝簡單，無需地面設備、注水管線等特點。該技術已應用于中東、北美和亞太一些國家的油田［38-42］。馬來西亞國家石油公司嘗試在開發(fā)晚期高含水階段采用自流水注水提高最終采收率。中國平湖油田、惠州25-3 油田曾開展了自流水注入現(xiàn)場試驗研究［43-44］。諸多學者對于自流水的注水量、注水速度、技術政策界限、相關油藏的可行性等方面進行了研究［45-47］。

自流水注水技術是一種經(jīng)濟有效的保持油藏壓力二次采油方法，既可以應用于復雜斷塊油田的局部注水補充能量，也可以應用于油田開發(fā)晚期極限含水階段高孔隙體積倍數(shù)注入驅替采油。印度尼西亞某油田對斷塊油藏衰竭停產(chǎn)的老井實施自流水注水（圖7），1 a 后，對應的停產(chǎn)油井開始產(chǎn)油，產(chǎn)量逐漸增加，日產(chǎn)油量由初期的8 m3/d增至95 m3/d，提高采收率為8%。

圖7 停產(chǎn)油井注自流水剖面及恢復生產(chǎn)后日產(chǎn)油量（據(jù)文獻［42］修改）Fig.7 Dump flooding profile and daily oil production of a depleted well after recovery（Modified from Reference［42］）

2.2.2 低礦化度水驅技術

室內實驗和現(xiàn)場應用已證實低礦化度水驅技術可以提高采收率，該技術又被業(yè)界稱為先進水驅油技術［19，48-54］。多數(shù)研究認為其機理類似于堿水驅，即生成表面活性劑，改變潤濕性，降低表面張力，同時剝離泥質顆粒也有所貢獻。阿拉斯加庫珀茹克油藏單井化學示蹤劑測試結果證實高礦化度水驅后的殘余油飽和度為39%～43%，應用低礦化度水驅后，殘余油飽和度降低了9%～17%［48］。試驗結果同時揭示出提高采收率程度與高嶺石含量呈正相關。高嶺石含量由7.6%增至14%，采收率由9%提高到17%。

BP 公司在阿拉斯加北坡恩迪科特油田的低礦化度水驅現(xiàn)場試驗提高采收率10%以上。試驗過程中首先采用高礦化度水驅建立含水基線，實施低礦化度水驅三個月后對應生產(chǎn)井開始見效，表現(xiàn)為產(chǎn)量上升，含水率由95%降低到92%（圖8）。

圖8 恩迪科特油田低礦化度水驅現(xiàn)場試驗產(chǎn)油量及含水率曲線（據(jù)文獻［49］修改）Fig.8 Production and water cut performance of Endicott Field under low salinity waterflooding test（Modified from Reference［49］）

低礦化度水驅技術具有易于應用、低成本、有助于改善注入能力減少結垢等優(yōu)點，也無需地面處理、注入液配制和操作的特殊設施，可應用于特高含水采油階段進一步提高采收率。

2.2.3 同井注采技術

近年來井下油水分離裝置研究取得了長足進展并進一步實現(xiàn)了同井注采，從而大幅度降低了水驅開發(fā)成本［55-58］。同井注采是在同一口井上實現(xiàn)注水與采油一體化的開發(fā)技術，在井筒內將高含水率采出液油水分離，分離出的水回注到油層而將分離后的低含水率采出液采到地面，由此大大地降低了注入和采出液處理費用。

同井注采技術在中國最初應用于海上油田高含水油井，主要解決舉升和集輸能耗高等問題。該技術在大慶油田的應用已實現(xiàn)含水率為99.9%產(chǎn)出液的油井開采，通過井下油水分離和注入，產(chǎn)出液含水率降低為80%，大幅度減少了地面產(chǎn)出液油水分離與處理過程費用，從而延長了采油井經(jīng)濟有效的開采年限，預計可提高采收率為14%～20%［18］。

3 結論

大量研究和應用實例證明長期高孔隙體積倍數(shù)注水既可以擴大波及體積也可以提高驅油效率。長期高孔隙體積倍數(shù)注水可使驅油效率達70%以上。大量油田類比實例說明強水驅開發(fā)油藏利用天然水驅能量開采最終采收率可達50%～70%，而對于溶解氣驅或弱天然水驅為主的油藏，注水可以提高采收率為20%～46%，同樣取得高達70%的最終采收率。特高含水和極限含水階段通過高孔隙體積倍數(shù)注水驅油具有技術可行性，但受經(jīng)濟效益的制約。進入特高含水開發(fā)階段的成熟開發(fā)油田具有大量的近井距開發(fā)井和完善的生產(chǎn)設施，以此為基礎，在應用周期注水、關停老井側鉆、沿斷層面高含油飽和度區(qū)鉆加密井等技術進一步擴大水驅開發(fā)波及體積的基礎上，應用自流水注水、低礦化度水驅、同井注采工藝技術可有效降低注入、產(chǎn)出水處理費用和其他設施成本，提高最終采收率。另外，針對不同規(guī)模、開采經(jīng)濟界限的特定油藏，其應用可行性還需進一步深入研究。