李傳亮，王鳳蘭，杜慶龍，由春梅，單高軍，李斌會，朱蘇陽

（1.西南石油大學石油與天然氣工程學院，成都 610599；2.中國石油大慶油田有限責任公司勘探開發(fā)研究院，黑龍江大慶 163712）

0 引言

由于驅油效率高，許多砂巖油藏都采用了注水開發(fā)技術［1］。注水開發(fā)油藏的早期表現(xiàn)出能量充足、產量穩(wěn)定的特征，生產管理相對簡單，但油藏見水后，含水會不斷上升，產量也隨之遞減，開發(fā)過程變得復雜且難以管理。雖然會采取調剖、堵水及層系井網(wǎng)調整等措施減緩含水上升的速度［2-7］，但總的含水上升趨勢并不會徹底改變。含水低于20%為低含水階段，含水達到20%～60%為中含水階段，含水達到60%～90%為高含水階段，含水超過90%為特高含水階段［1］。我國的許多老油田長時間運行在高含水階段，科研人員總結出了該階段的主要生產特征，并提出了許多模型來研究該階段的水驅規(guī)律，童先章［8-9］、陳元千［10-16］、俞啟泰［17-19］及其他學者［20-29］都做出了一定的貢獻，為科學開發(fā)水驅油藏提供了理論指導。

近期一些老油田都無可避免地進入了特高含水期，有些油田還進入了特高含水后期（含水大于95%），特高含水期的水驅特征與高含水階段有很大不同［15，24-25，27-29］，高含水階段總結出來的水驅規(guī)律不能直接用于指導特高含水期的生產實踐，需要研究總結特高含水期的生產特征和水驅規(guī)律。本文基于DT 油藏的生產數(shù)據(jù)，從生產特征和水驅機理出發(fā)，研究探討特高含水期的水驅規(guī)律，以期為特高含水期油藏的水驅開發(fā)提供理論支持。

1 主要生產特征

DT 油藏于1983 年投產，采用早期注水保壓方式開采，采油井數(shù)在90 口左右，注水井數(shù)在30 口左右。油藏的孔隙度在31%左右，滲透率在350 mD左右，為高孔高滲砂巖油藏，油藏靜態(tài)地質儲量為3 120 萬t。截止2019 年底，該油藏已生產36 a，累計產油942萬t，采出程度達到30.19%，綜合含水達到95%，進入特高含水后期開采階段。

圖1 為DT 油藏的含水和產量曲線，1983—1990 年為低含水生產階段，持續(xù)時間為7 a；1990—1994 年為中含水生產階段，持續(xù)時間為4 a；1994 年進入高含水生產階段，持續(xù)時間為19 a；2013 年進入特高含水生產階段，持續(xù)時間迄今已達7 a。油藏在中低含水階段的持續(xù)時間較短，而在高含水和特高含水階段的持續(xù)時間卻特別長。

圖1 DT 油藏含水和產量曲線Fig.1 Curves of water-cut and production rate of reservoir DT

油藏在中含水階段的含水上升速度較快，為11.25%/a，屬于中速上升［30］。高含水階段的含水上升速度趨緩，目前僅為1.3%/a，屬于慢速上升［30］。

油藏投產初期因生產井數(shù)不斷增加，產量也快速上升，1991 年完成建產，油藏達到了峰值產量86.81萬t/a，之后便開始了漫長的遞減過程，但產量遞減與含水上升同步進行且密切相關（圖1），含水上升是產量遞減的主要原因。目前的產量僅為5.93萬t/a，產量水平相對較低。

油藏產量開始遞減較快，遞減率為19.9%/a，為中等偏快遞減［31］。隨后產量遞減速度趨緩，目前的遞減率僅為8.2%/a，為低速遞減［31］。

油藏的采出程度曲線（圖2）顯示，投產初期因采油井數(shù)較少其增速較慢，2002 年之前的中高含水階段增速較快，2002 年之后的高含水及特高含水期增速放緩。目前油藏的采出程度仍然較低，僅為30.19%。

圖2 DT 油藏的采出程度曲線Fig.2 Curve of recovery factor of reservoir DT

綜合分析不難看出，特高含水期的油藏呈現(xiàn)出了“一高兩低”的生產特征：高含水、低產量、低采出程度。這里的“高含水”是指特高含水的意思，即含水高于90%?！暗彤a量”是指與峰值產量相比相對較低的意思?！暗筒沙龀潭取奔床皇呛芨叩囊馑?，雖然有少數(shù)高含水油藏的采出程度也較高，但大多數(shù)油藏的采出程度都較低，通常低于50%。特高含水期的產量遞減率和含水上升速度也都相對較低。

特高含水期的生產特征在業(yè)界也有“兩高”或“雙高”的說法：高含水、高采出程度。這里的“采出程度”不是地質儲量的采出程度，而是可采儲量的采出程度。這里的“高”是特高的意思，即含水和采出程度都高于90%。

“雙高”的說法其實并不科學，因為可采儲量是很難確定的，而且是隨著經濟技術條件不斷變化的。該說法很容易讓人產生誤解，誤以為油藏開發(fā)的很好，地下沒有剩余油可以挖潛了。實際上，地下還有很多的剩余油。

2 水驅機理分析

注水開發(fā)油藏產出的油，都是注水驅替的結果，但從圖2 的采出程度曲線上可以看出，油藏早期的注水開發(fā)效果較好，而后期的注水開發(fā)效果變差。注水開發(fā)效果變差，是由于剩余油的分布趨于離散的結果。

在注水開發(fā)初期，油藏里的油全部處于連續(xù)狀態(tài)，用水直接驅替即可，這就是注水開發(fā)過程中的“水驅采油”（圖3）。水驅采油的耗水率為1，即采出1 m3原油僅需1 m3水。水驅采油的注水利用率為100%，即注到地下的水全部用來驅油，沒有無效循環(huán)。

圖3 水驅采油Fig.3 Oil recovery by water driving

對于連續(xù)性差或離散度高的原油，用水很難直接驅替，水會在油的周圍產生繞流，需要靠側邊水流的拖曳作用采油，驅油的力量較弱，用水量較大，存在無效循環(huán)，這就是注水開發(fā)過程中的“水洗采油”（圖4）。水洗采油的耗水率大于1，即采出1 m3原油需要的水量大于1 m3。水洗采油的注水利用率小于100%，即注到地下的水沒有全部用來驅油。

圖4 水洗采油Fig.4 Oil recovery by water flooding

因此，注水開發(fā)有兩個基本的開采機理：連續(xù)型剩余油的水驅采油和離散型剩余油的水洗采油。顯然，油藏開發(fā)初期以水驅采油為主，開采效果較好；而油藏開發(fā)后期的特高含水期則以水洗采油為主，開采效果變差。水洗采油的采油速度比水驅采油慢（圖2）。每個油藏的注水開發(fā)過程都會由初期的水驅采油向后期的水洗采油轉變，轉變的時機及快慢程度取決于所采用的開發(fā)措施。

圖5 為DT 油藏的注水利用率和耗水率曲線。該圖顯示，注水利用率不斷降低，目前只有28.1%，而投產初期的注水利用率高達90%左右，大量的注入水都沒有發(fā)揮驅油的作用，成了無效注水。所謂注水利用率，是指注入水中用于驅油的水量占總注水量的百分數(shù)，通常稱作存水率［32］，即

圖5 注水利用率和耗水率曲線Fig.5 Utilization ratio of water injected and water consumption ratio of oil produced

式中：α為注水利用率，f；Wp為油藏累產水量，m3；Winj為油藏累注水量，m3。

只有注采平衡或注采欠平衡時的存水率才等于注水利用率，而過平衡開采時的存水率則大于注水利用率。DT 油藏基本為注采平衡開采。

圖5 顯示油藏開發(fā)的耗水率不斷增大，采油需要的注入水越來越多，目前已高達3.87，而投產初期的耗水率僅在1 左右。所謂的耗水率，是指采出單位體積原油需要注入的水量［32］，即

式中：β為耗水率；Np為油藏的累產油量，m3。

很顯然，投產初期的注水利用率高，耗水率低，注水開發(fā)效果較好；而特高含水期正好相反，注水利用率低，耗水率高，注水開發(fā)的效果變差。

實際上，被水驅替過的地層中還存在殘余油。注入水的驅油效率，定義為能夠被水驅替出的油量占地層原始油量的百分數(shù)，即

式中：Ed為驅油效率，f；soi為原始含油飽和度，f；sor為殘余油飽和度，f；swc為束縛水飽和度，f。

地層的非均質性［圖6（a）］和注采井網(wǎng)的設置［圖6（b）］，會導致一些含油區(qū)域不能被注入水有效波及，注入水以舌進的方式推進而不是均衡推進，未波及區(qū)域的油無法采出，因此，波及效率會嚴重影響注水開發(fā)的效果。波及效率用波及系數(shù)來衡量，波及系數(shù)定義為注入水波及的油藏體積占油藏總體積的百分數(shù)。油藏的體積波及系數(shù)通常表示為面積波及系數(shù)與垂向波及系數(shù)的積［33］，即

圖6 注水波及情況Fig.6 Sweep by water injected

式中：Es為體積波及效率，f；EA為面積波及效率，f；Ez為垂向波及效率，f。

較高的流度比和儲層巖石的微觀非均質性會導致注入水的黏性指進現(xiàn)象［33-34］，并最終導致非活塞驅替（圖7），致使水的驅油過程是一個漫長的低效過程，而不是活塞驅替的高效快速驅替過程。非活塞驅油需要一定的時間。流度比越高、微觀非均質性越強，黏性指進現(xiàn)象就越嚴重。

圖7 非活塞驅替油水飽和度分布Fig.7 Saturation distribution in process of nonpiston-like displacement

水驅開發(fā)油藏的采收率一般寫成下式［33］

式中：ER為采收率，f。

由式（5）可以看出，影響水驅采收率的因素主要有波及系數(shù)和驅油效率兩個因素，人們根據(jù)式（5）提出了許多提高采收率的措施，如化學驅、層系細分和加密井網(wǎng)等，但是，采收率并不是一個即時參數(shù)，只有到了油藏開發(fā)結束時才能知道采收率的大小，因此，提高采收率的措施在礦場上都是通過提高采出程度來具體體現(xiàn)的。式（5）顯然沒有考慮驅替過程，只考慮了驅替效果，為此，本文把它修改成下式

式中：Ro為采出程度，f；Ef為水洗程度，f。

油藏的水洗程度不是常數(shù)，而是隨驅替過程不斷升高的1 個變量，水洗程度定義為

式中：sw為油藏水驅過程中的含水飽和度，f。

由式（7）可以看出，油藏投產之初的水洗程度為0，隨注水開發(fā)過程的不斷進行，水洗程度也不斷提高，地層可動油全部驅出時的水洗程度為100%。當驅替完全時，油藏廢棄，式（6）即趨于式（5）。

根據(jù)式（6），提高油藏采出程度的方法有3 個：擴大波及、加深水洗、提高驅油效率。這樣就可以把水驅油藏劃分成了3 個區(qū)域：未水洗、弱水洗、強水洗（圖8）。未水洗區(qū)就是未波及區(qū)，開發(fā)該區(qū)剩余油的方法就是擴大波及，即提高波及系數(shù)Es。弱水洗區(qū)就是水驅時間短、水洗程度低的區(qū)域，剩余的可動油多，開發(fā)該區(qū)剩余油的方法就是加深水洗，即提高水洗程度Ef。強水洗區(qū)就是水驅時間長、水洗程度高的區(qū)域，剩余的可動油少，且以離散油為主，開發(fā)該區(qū)剩余油的方法就是提高水的驅油效率，即提高Ed。提高驅油效率的化學驅方法比較費錢，礦場上可以采用長期水洗或周期注水浮力驅油的方法提高驅油效率。但由于水洗采油的效率較低，僅靠水洗采油難以獲得好的經濟效益，因此，高含水期的油田開發(fā)仍應以擴大波及為主，這樣就可以在提高波及效率的同時帶動驅油效率一起提高。

圖8 油藏水洗程度分布Fig.8 Zones of flooding degree in oil reservoir

與式（5）相比，式（6）多了1 個水洗程度參數(shù)，也就是考慮了水洗過程，長期水洗也是提高采出程度的措施之一。

3 水驅曲線特征

對于注水開發(fā)的油藏，含水率進入高含水階段之后，油藏的累產水量與累產油量之間通常滿足下面的甲型水驅曲線方程［8］

式中：a,b為水驅常數(shù)。

圖9 為DT 油藏的甲型水驅曲線，由曲線可以看出，水驅曲線在高含水階段近似為一直線，在特高含水期出現(xiàn)上翹，說明水驅效果變差，水驅狀況有所惡化。

圖9 DT 油藏甲型水驅曲線高含水階段直線段Fig.9 Linear part of water drive curve type A of reservoir DT at high water-cut stage

DT 油藏在高含水階段的水驅曲線方程為

水驅曲線上翹，主要是特高含水期地層中的連續(xù)油被驅替成離散油的結果。在中高含水階段，地層中的油水皆為連續(xù)相，各自沿著自己的流道流動，油水按比例流出地層，水驅油的過程主要是不斷擴大波及［圖10（a）］，因此水驅曲線近似為直線。該階段以水驅采油為主，但是，到了特高含水期，注入水的波及程度很高，進一步擴大波及的難度增大，注入水波及區(qū)的連續(xù)油被驅替成了離散油［圖10（b）］，大量的注入水沿著自己的水道流出地層而沒有起到驅油的作用，因此，水驅效果變差，產水增多，曲線上翹。該階段以水洗采油為主。

圖10 注水驅替過程中油水分布變化Fig.10 Saturation distribution in oil reservoir exploited by water injection

水洗采油之所以比水驅采油困難，主要是由于Jamin 效應所致（圖11），油滴被毛管壓力（pc）卡在喉道處［36］，滲流阻力增加，流動困難，而連續(xù)的油流則沒有Jamin 效應（圖12）。

圖11 Jamin 效應滯留油滴Fig.11 Oil droplets retained by Jamin effect

圖12 連續(xù)油流沒有Jamin 效應Fig.12 No Jamin effect in continuous oil flow

由水驅曲線方程（8）可以導出水油比方程，即

式中：Rwo為油藏的水油比；Qo為油藏的產油量，m3/a；Qw為油藏的產水量，m3/a；N為油藏的地質儲量，m3；c，d為水驅常數(shù)。

式（10）可以用來對油藏的水油比數(shù)值進行預測，還可以用來預測油藏的水驅采收率，把式（10）寫成

當水油比達到49（含水率達到98%）時油藏停止生產，此時的采出程度即為油藏的采收率

把式（9）中的參數(shù)代入式（10），得水油比方程

把式（17）的參數(shù)代入式（16），得油藏的水驅采收率為ER=40.88%。

由于水驅曲線后期上翹，用高含水階段的數(shù)據(jù)預測結果偏高，實際的采收率應該用上翹段的數(shù)據(jù)進行預測。特高含水期的水驅曲線直線段如圖13所示，水驅曲線方程為

圖13 DT 油藏甲型水驅曲線特高含水期直線段Fig.13 Linear part of water drive curve type A of reservoir DT at extra-high water-cut stage

由式（18）得水油比方程

由式（19）通過式（16）預測的油藏水驅采收率為ER=35.99%，比用高含水階段的水驅曲線直線段預測的采收率低了4.89%。

油藏的含水率定義為

式中：fw為含水率，f。

含水率與水油比之間的關系為

把式（21）代入式（10），得含水率與采出程度之間的關系方程

把式（16）與式（22）結合，得

由式（17）知高含水階段的水驅常數(shù)d=13.782，預測采收率為40.88%；由式（19）知特高含水期的水驅常數(shù)d=18.72，預測采收率為35.99%。用高含水階段的數(shù)據(jù)，通過式（23）繪制的含水率曲線如圖14 所示。由圖14 可以看出，油藏的實際含水率在高含水階段基本沿著采收率為41%的曲線運行，但到了特高含水期，曲線上翹到了采收率為36%的曲線，生產狀況有所惡化。

圖14 用水驅曲線參數(shù)擬合含水率曲線Fig.14 Water-cut curve matched by water drive curve parameters

4 水油比曲線特征

通過DT 油藏的生產數(shù)據(jù)繪制的水油比曲線如圖15 所示，與甲型水驅曲線類似，特高含水期也出現(xiàn)了上翹現(xiàn)象。高含水階段的水油比曲線方程為

圖15 DT 油藏高含水階段水油比曲線Fig.15 Water oil ratio curve of reservoir DT at high water-cut stage

把式（24）的參數(shù)代入式（16），得油藏的水驅采收率為ER=38.12%。

由于曲線已上翹，用高含水階段的數(shù)據(jù)預測結果偏高。若采用特高含水期的數(shù)據(jù)進行預測（圖16），得水油比曲線方程為

圖16 DT 油藏特高含水期水油比曲線Fig.16 Water oil ratio curve of reservoir DT at extra high water-cut stage

用式（25）預測的油藏水驅采收率為ER=32.53%，比用高含水階段的水油比曲線的直線段預測的采收率低了5.59%。

由式（24）知高含水階段的水驅常數(shù)d=18.21，預測采收率為38.12%；由式（25）知特高含水期的水驅常數(shù)d=45.13，預測采收率為32.53%。分別代入式（22）繪制出的含水率曲線如圖17 所示。由圖17 可以看出，油藏的實際含水率在高含水階段基本沿著采收率為38%的曲線變化，但到了特高含水期，曲線上翹沿著采收率為33%的曲線變化，生產狀況有所惡化。

圖17 用水油比曲線參數(shù)擬合含水率曲線Fig.17 Water-cut curve matched by water oil ratio curve parameters

用水驅曲線和水油比曲線預測的采收率數(shù)據(jù)對比情況如表1 所示，由表中數(shù)據(jù)可以看出，用高含水階段的數(shù)據(jù)預測的采收率，比用特高含水期數(shù)據(jù)預測的采收率高，平均高出了5.24 百分點。每個油藏的注水開發(fā)都會出現(xiàn)這種差別，只是差別的大小不同而已。

表1 水驅曲線與水油比曲線預測采收率對比表Table 1 Comparison of recovery efficiencies predicted by water drive curve and oil water ratio curve

5 結論

（1）注水開發(fā)油藏在特高含水期呈現(xiàn)出“一高兩低”的生產特征，即高含水、低產量、低采出程度。產量遞減率和含水上升速度也都相對較低。地下還有很多的剩余油可以挖潛。

（2）注水開發(fā)油藏的采油機理可分為水驅采油和水洗采油兩個基本形式，水驅采油的對象為連續(xù)油，開采效果較好；水洗采油的對象為離散油，開采效果較差。油藏開發(fā)初期以水驅采油為主，然后轉變?yōu)殚_發(fā)后期以水洗采油為主的開發(fā)過程。

（3）油藏高含水階段的水驅曲線和水油比曲線近似為一直線，特高含水期的水驅曲線和水油比曲線出現(xiàn)上翹，表明水驅采油向水洗采油過程的轉變，開采效果變差。

（4）用高含水階段水驅規(guī)律預測的油藏采收率比用特高含水期水驅規(guī)律預測的采收率高，DT 油藏平均高5.24%。

（5）提高采收率的方法都是通過提高采出程度來實現(xiàn)的，具體包括3 個方面：擴大波及、加深水洗、提高驅油效率。長期水洗也可以提高油藏的采出程度。

（6）特高含水期的油藏開發(fā)仍應以擴大波及為主，并帶動驅油效率一起提高。