胡廷惠 劉 東 于登飛 付 蓉 章 威

(中海石油(中國)有限公司天津分公司)

0 引 言

研究和實踐表明，底水油藏在國內外油田中分布廣泛，借助水平井可有效開發(fā)底水油藏，其中油水運動規(guī)律研究是關鍵[1-3]。主要原因在于水平井與油藏接觸面積大，因而滲流阻力小，可降低底水的錐進速度，延長無水采油期，從而提高油井的產量和采收率[4-7]。目前，底水稠油油藏的見水機理和規(guī)律的研究仍然是一個難題，普遍認為水平井合理生產壓差的確定和防堵水更是困難[8-12]。很多學者對該類油藏的油井產能及水錐特性展開了大量研究，但由于底水錐進問題定解條件的非線性，使得該問題難以進行解析求解[13-20]。目前對于水平井多是將三維問題轉化為二維平面問題處理，直井則多利用等值滲流阻力法將油藏中流體的流動劃分為符合不同流動規(guī)律的流動區(qū)域，然后利用各流動區(qū)域所符合的流動規(guī)律進行近似計算[21-22]。無論水平井和直井，都缺乏底水稠油油藏水驅油機理的實驗資料。

為直觀地反映底水稠油油藏油水運動規(guī)律和水平井生產特征，研發(fā)了底水稠油油藏水平井物理模擬實驗裝置，并以渤海Q底水稠油油藏為原型，利用相似原理，對不同粘度的模擬原油在不同壓差條件下進行水驅油的物理模擬實驗，探索影響底水稠油油藏生產關鍵參數的變化規(guī)律，以期為該類油藏的科學開發(fā)提供借鑒和指導。

1 物理模擬實驗設計

1.1 實驗裝置

整套實驗裝置主要由平板油藏模型、氮氣瓶、真空泵、水源、壓力傳感器、天平、油水分離計量裝置、計算機及數據自動采集系統組成(圖1)。平板油藏模型是可視的，在實驗過程可以用相機實時觀測并記錄驅替現象的變化，以及觀察底水稠油油藏水平井開發(fā)的見水規(guī)律。

圖1 底水油藏水驅實驗裝置

1.2 相似準則生產壓差研究

相似準則是物理模擬的基礎，通過一系列的相似準數(表1)可以將油田現場的單井模型按比例轉換為能在實驗室進行實驗的小模型，并使物理實驗結果更加可信。相似準則研究基本假設如下：(1)油藏水平等厚；(2)油藏中的流體流動過程按油、水兩相處理，且油水不相容；(3)整個開采過程為等溫開采；(4)油水粘度保持不變；(5)滲流介質為多孔介質，且具有各向同性；(6)流體在油藏中的流動滿足達西定律。井距、原油密度、重力加速度相似準數分別為694.444、1.047、1。

表1 相似準則參數

根據相似準則以及油田實際的生產壓差，計算出實驗室條件下與之對應的壓差，并驗證相似準數，具體參數見表2。

表2 不同壓差相似準則參數

表2說明本實驗模型的生產壓差滿足相似準則，實現了油田現場原型與物理模型之間生產壓差的相互換算。渤海Q底水稠油油藏水平井生產壓差范圍0.4～2.5 MPa，注采井距250～300 m。實驗中選取不同生產壓差(0.8、1.0、1.2、1.5、2.0、3.0、5.0 MPa)進行研究，由此計算得到壓力梯度最大為5 MPa/250 m(即0.02 MPa/m)，用此壓力梯度計算得到實驗室條件下的最大注采驅替壓差約為0.02 MPa/m×0.36 m(即0.007 2 MPa)。

1.3 實驗步驟

水驅油實驗有穩(wěn)態(tài)法和非穩(wěn)態(tài)法兩種。穩(wěn)態(tài)法通過測量穩(wěn)態(tài)驅替下的壓差和流量，并直接用達西公式計算出相對滲透率曲線，因此其結果精確度主要取決于實驗過程的穩(wěn)定性和參數計量的精確性。穩(wěn)態(tài)法的優(yōu)點是精確度高，最大的缺點是測量周期太長。非穩(wěn)態(tài)法的實驗時間比較短，流體的流動過程與實際油藏基本相同，因此采用非穩(wěn)態(tài)法進行水驅油實驗。

實驗步驟：(1)連接好裝置，如圖1所示，計量管倒放(里面盛水)，開啟壓差傳感器及數據采集系統；(2)放置好天平，天平通電15 min后，在天平上放置干凈的燒杯；(3)用水頭壓力來測試和校正壓差傳感器，確定不同水頭壓力對應的驅替壓差(壓差傳感器量程選用要對應)，其值為4.4、4.7、5.0、5.4、6.1、7.5、10.3 kPa；(4)利用水頭壓力，將水注入模型，打開閥門K1、K3、K4，關閉K5，開始水驅油實驗；(5)調節(jié)驅替壓差至指定值，待其穩(wěn)定后，油進入計量管時，確定起始時刻；(6)需讀取數據包括：時間、天平讀數、計量管油水界面讀數、驅替壓差；(7)從起始時刻開始，根據計量管中油水界面的變化(初期變化大，后期變化小，記錄間隔為2 mL)，確定記錄時間，反復讀數，注意出口管線中的液體，當出現一個水滴時，記錄其進入計量管的時刻，即為見水時間，見水后根據產油量，按需加密記錄，直至油水界面不變化；(8)含水率達到98%的時候，測定殘余油條件下不同流速時水相有效滲透率；(9)穩(wěn)定時間間隔，記錄天平讀數，驅替壓差；(10)連續(xù)測量三次，相對誤差小于3%；(11)撤離計量管與天平上的燒杯；(12)實驗結束，關閉閥門K2、K3、K4。

2 實驗結果與分析

2.1 滲透率的影響

圖2是滲透率為2.82×103mD時水驅油的飽和度圖(紅色為原油，白色為水，水平井部署在模型底部)。由圖2可知，水驅油過程以平行推進為主，見水時間長，無水采收率高。

圖3是原油粘度為22 mPa·s且生產壓差為0.004 4 MPa時，滲透率為2.82×103mD與8.38×103mD的采出程度與注入倍數的關系曲線。由圖3可知，在不同滲透率下，采出程度與注入倍數的關系曲線重合，可見水驅油實驗對滲透率并不敏感，所以后續(xù)的實驗將采用滲透率2.82×103mD。

圖2 滲透率為2.82×103 mD時水驅油飽和度

圖3 不同滲透率條件下采出程度與注入倍數對比

2.2 生產井井型的影響

圖4是粘度為74 mPa·s、壓差為0.005 4 MPa時水平井與定向井注水的水驅油飽和度變化圖(左為水平井注水，右為定向井注水)。水平井注水與定向井注水都可見到錐進現象，但定向井注水驅替見水時間更快。定向井注水時實驗前期是從裂縫中間部分開始驅替，見水后再向兩邊延伸驅替；水平井注水時實驗前期是先從兩邊開始驅替，見水后再向中間延伸驅替。

圖4 粘度為74 mPa·s時不同時刻水驅油飽和度

對水平井與定向井注水時粘度為74 mPa·s水驅油實驗各七組不同壓差下的數據進行對比與分析，并計算與繪制七組實驗采出程度與生產時間的關系曲線、采出程度與注入倍數的關系曲線、含水率與生產時間、采出程度與含水率的關系曲線，如圖5所示。由圖5可知，在相同壓差下水平井注水驅替效率比定向井注水驅替效率高，且在相同注入倍數下水平井注水驅替的采出程度比定向井要高，而水平井注水驅替的含水率比定向井要低；說明對粘度為74 mPa·s的底水稠油油藏，水平井注水比定向井注水開發(fā)效果好。

2.3 生產壓差的影響

當原油粘度為22 mPa·s時，進行水平井注水不同壓差下的水驅油實驗，發(fā)現壓差為0.003 6、0.003 9、0.004 4、0.004 7、0.005 0、0.005 4 MPa時，前期出現小范圍的錐進現象，后期以平行推進為主，驅替效率較高；而壓差為0.006 1、0.007 5、0.010 3 MPa的水驅油實驗，整個驅替過程都有一定的錐進現象，驅替效率比前幾個壓差實驗的低(圖6，左為壓差0.004 4 MPa，右為壓差0.006 1 MPa)。表3是原油粘度為22 mPa·s時，不同壓差下的水平井注水實驗數據。由表3可知，生產壓差越小，最終產油量越大，無水采油期越長，無水采收率越大，產水量越小，驅替效率越高；說明在相同注入倍數下，采出程度越高。

圖5 相同壓差時水平井與定向井生產曲線對比

2.4 原油粘度的影響

圖7是22、74、260 mPa·s三個粘度在壓差為0.005 4 MPa條件下進行水平井注水驅油的實驗對比?？梢钥闯觯斪⑷氡稊敌∮?.5時，粘度為260 mPa·s的采出程度最低，粘度為22 mPa·s的采出程度最高；當注入倍數超過1.5時，粘度為260 mPa·s的采出程度最低，粘度為74 mPa·s的采出程度最高?？梢娞岣咦⑷氡稊悼梢蕴岣叱碛筒沙龀潭龋丛诔碛陀吞锿ㄟ^增注提液等措施可以改善開發(fā)效果。

圖6 粘度為22 mPa·s時不同時刻水驅油飽和度

表3 粘度為22 mPa·s時水平井注水時不同壓差下水驅油數據

圖7 壓差為0.005 4 MPa時不同粘度水平井注水生產曲線對比

3 礦場應用

渤海Q底水油藏油柱高度6～20 m，儲集層具有高孔、高滲的物性特征，垂向韻律為正韻律；地層原油粘度為22、74、260 mPa·s；底水能量較強，水體倍數為30～50倍。底水油藏調整前采用定向井開發(fā)，綜合含水率達90%左右，采出程度僅10%。為了提高底水油藏的儲量動用程度和水驅采收率，根據實驗研究成果，開展了調整方案研究，優(yōu)化了水平井注采井距、注采井網以及水平井合理生產壓差(表4)，并改善了開發(fā)效果，采油速度由0.8%提高到1.5%，水驅采收率由18%提高到30%。

表4 渤海Q底水油藏水平井布井參數優(yōu)化結果與實施效果統計

4 結論與建議

通過相似準則，實現了油田現場原型與物理模型之間生產壓差的相互換算，現場實踐證明，實驗結果可有效指導生產。

(1)原油粘度為22 mPa·s水平井注水的驅替實驗隨著壓差的增加，見水時間越快，無水期采收率越低；原油粘度為74 mPa·s水平井與定向井注水的驅替實驗在壓差為0.005 4 MPa時見水時間最長，無水采收率最高；原油粘度為260 mPa·s水平井注水的驅替實驗隨著壓差的增加，見水時間越快，無水采收率越低；原油粘度為260 mPa·s定向井注水的驅替實驗也是在壓差為0.005 4 MPa時見水時間最長，無水采收率最高。

(2)在同一壓差下，水平井注水驅替的實驗粘度為22 mPa·s的無水采油期最長，無水采收率最高；實驗粘度為260 mPa·s的無水采油期最短，無水采收率最低；定向井注水驅替的實驗粘度為74 mPa·s的無水采油期比粘度為260 mPa·s的要長，無水采收率要高。

(3)在同一粘度同一壓差下，水平井注水的見水時間比定向井注水更長，無水采收率更高。