夏連晶，陶 博

大慶油田有限責(zé)任公司第四采油廠地質(zhì)大隊(duì)，黑龍江 大慶

1. 引言

杏71 試驗(yàn)區(qū)位于杏七區(qū)西部，其主要產(chǎn)層為扶余油層，該油層的非均質(zhì)性較強(qiáng)，油層平均孔隙度為15.7%，平均含油飽和度為43.6%，平均滲透率僅為4.32 × 10-3μm2，屬于典型的低滲透油藏。在低滲透率油藏開發(fā)過程中，往往采用超前注水的開發(fā)方案[1]，但在超前注水作業(yè)實(shí)施前往往難以確定超前注水的合理技術(shù)界限[2]，以至于容易出現(xiàn)超前注水作業(yè)實(shí)施效果差的問題。張芨強(qiáng)[3]考慮到非達(dá)西效應(yīng)對超前注水效果的影響，使用自動(dòng)歷史擬合對非達(dá)西滲流參數(shù)進(jìn)行計(jì)算，確定了超前注水井底流壓界限。劉楊[4]使用數(shù)值模擬方法對胡尖山區(qū)塊超前注水合理注入界限進(jìn)行分析和優(yōu)化，確定超前注水的合理注入時(shí)機(jī)和合理注入?yún)?shù)。張東[5]考慮到低滲透油藏開發(fā)過程中存在的問題，通過數(shù)值模擬和實(shí)驗(yàn)研究，建立了超前注水地層壓力和配注強(qiáng)度的技術(shù)界限?；谘芯楷F(xiàn)狀，本文通過超前注水的室內(nèi)巖心實(shí)驗(yàn)，確定超前注水對滲透率、驅(qū)油效率和微觀孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)的影響，結(jié)合數(shù)值模擬研究，確定杏71 區(qū)塊扶楊油層超前注水開發(fā)的滲透率動(dòng)用上限和動(dòng)用下限，并將超前注水與同步注水的開發(fā)效果進(jìn)行對比，為超前注水技術(shù)的推廣和應(yīng)用提供借鑒和參考。

2. 超前注水室內(nèi)巖心實(shí)驗(yàn)

對低滲透油藏開發(fā)效果造成影響的重要因素是原油在儲(chǔ)層運(yùn)移過程中產(chǎn)生的壓敏效應(yīng)[6]。通過室內(nèi)超前注水壓力敏感實(shí)驗(yàn)，研究超前注水時(shí)流體壓力變化對滲透率的影響，分析超前注水情況下滲透率損失情況；應(yīng)用天然巖心進(jìn)行超前注水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，模擬地層條件，采用不同驅(qū)替壓差進(jìn)行驅(qū)油，研究油層存在啟動(dòng)壓力條件下，超前注水對驅(qū)油效率、水驅(qū)采收率的影響。

2.1. 超前注水對滲透率的影響

采用天然巖心進(jìn)行室內(nèi)物理模擬實(shí)驗(yàn)，根據(jù)地層的實(shí)際滲透率，在進(jìn)行室內(nèi)巖心驅(qū)油實(shí)驗(yàn)時(shí)，采用3 組不同滲透率級別的巖心進(jìn)行壓敏實(shí)驗(yàn)研究。

實(shí)驗(yàn)條件：實(shí)驗(yàn)溫度75℃，圍壓36.8 MPa；

實(shí)驗(yàn)巖心：直徑為2.5 cm 的天然實(shí)驗(yàn)巖心，實(shí)驗(yàn)巖心參數(shù)見表1。

Table 1. Core parameters表1. 巖心參數(shù)

巖心實(shí)驗(yàn)步驟如下：1) 天然巖心制備、抽提洗油；2) 氮?dú)鉁y定巖心滲透率；3) 將巖心放置在恒溫箱內(nèi)，75℃條件下恒溫12 小時(shí)；4) 在恒定圍壓下，逐漸增加(降低)巖心流體(氮?dú)?孔隙流動(dòng)壓力，測量不同孔隙流體壓力穩(wěn)定條件下的滲透率。

模擬超前注水后地層壓力水平為原始地層壓力的120%，滲透率隨著地層孔隙流體壓力上升的變化規(guī)律見表2，滲透率變化率與凈壓力的關(guān)系如圖1 所示。

由表2 可知，隨地層流體壓力的上升，巖石骨架凈應(yīng)力逐漸減小，巖石滲透率略有升高，并且滲透率級別越低的巖心滲透率升高的越多，滲透率損失率絕越大，即巖心滲透率受到的提升越明顯。

Table 2. Pressure sensitive test results of advanced water injection表2. 超前注水壓敏實(shí)驗(yàn)結(jié)果

Figure 1. Relationship between permeability change rate and net stress of core圖1. 巖心滲透率變化率與凈應(yīng)力關(guān)系曲線

由圖1 可知，降壓過程巖心滲透率范圍為2 × 10-3μm2、4 × 10-3μm2和7 × 10-3μm2的滲透率平均減小的程度遠(yuǎn)大于升壓過程滲透率增加的幅度，且?guī)r心滲透率范圍越大，其滲透率的變化率越小。結(jié)合三個(gè)滲透率級別的巖心壓敏實(shí)驗(yàn)結(jié)果可知，滲透率一旦降低，即使壓力升高，滲透率也不會(huì)有較大幅度的恢復(fù)，保持較高的地層壓力水平對杏71 試驗(yàn)區(qū)超前注水開發(fā)是至關(guān)重要的。

2.2. 超前注水對驅(qū)油效率的影響

通過室內(nèi)的水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，分析進(jìn)行超前注水后，地層壓力超過原始地層壓力的情況下，不同驅(qū)替壓力下巖心驅(qū)油效率的變化。實(shí)驗(yàn)過程中，為提高實(shí)驗(yàn)的準(zhǔn)確性，每一個(gè)實(shí)驗(yàn)組都由3 塊滲透率級別相同的巖心組成，研究在實(shí)施超前注水的條件下，驅(qū)油效率隨孔隙流體流動(dòng)壓力變化的規(guī)律，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表3。

由表3 可知，驅(qū)油效率隨孔隙流體流動(dòng)壓力的上升而逐漸增加。對于滲透率級別為2 × 10-3μm2的巖心，孔隙流體壓力從19.76 MPa 增加到20.37 MPa 的過程中，驅(qū)油效率從18.35%上升到19.28%，增加了0.93 個(gè)百分點(diǎn)，而孔隙流體流動(dòng)壓力從20.37 MPa 增加到21.53 MPa 的過程中，驅(qū)油效率僅增加了0.63個(gè)百分點(diǎn)，小于上一階段的增加幅度，這說明在孔隙流體流動(dòng)壓力剛剛開始上升時(shí)，驅(qū)油效率有較大的增加幅度，當(dāng)孔隙中流體的流動(dòng)壓力增加到一定程度時(shí)，驅(qū)油效率的增大幅度逐漸降低。其主要原因是當(dāng)驅(qū)替壓力增加到一定程度之后，在孔道中的大部分流體不再受到啟動(dòng)壓力梯度的限制，此時(shí)流體已經(jīng)開始進(jìn)行正常滲流，當(dāng)繼續(xù)提高驅(qū)動(dòng)壓力梯度后，驅(qū)油效率的提高幅度逐漸變緩[7]。

總體看來，“人工智能+醫(yī)療”領(lǐng)域的創(chuàng)新成果仍然以涉及計(jì)算機(jī)程序的發(fā)明為主，其中，算法的改進(jìn)、模型的優(yōu)化是創(chuàng)新方案的核心，在此基礎(chǔ)上還衍生了大量的應(yīng)用場景下的具體方案。因而，這一領(lǐng)域的專利保護(hù)問題本質(zhì)上仍然要?dú)w于涉及計(jì)算機(jī)程序的專利申請的保護(hù)問題?，F(xiàn)行專利制度為創(chuàng)新主體提供了更加多元化的權(quán)利要求撰寫形式，也為專利權(quán)人主張權(quán)利提供了更多的便利和更為靈活的途徑，一定程度上滿足了創(chuàng)新主體的需求。

Table 3. Effect of fluid pressure in pore of pressure boosting displacement on oil recovery表3. 升壓驅(qū)替孔隙內(nèi)流體壓力對驅(qū)油效率的影響

2.3. 超前注水對微觀孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)影響

微觀孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)中對儲(chǔ)層物性影響最大的是喉道半徑，采用Micro-CT 掃描法分析平均喉道半徑隨地層壓力改變時(shí)的變化規(guī)律，平均喉道半徑隨凈壓力變化曲線見圖2。

由圖2 可知，平均喉道半徑的變化與滲透率的變化類似，降壓過程中巖心滲透率級別為2 × 10-3μm2、4 × 10-3μm2、7 × 10-3μm2巖心喉道半徑的減小的程度分別為21.21%、16.87%和13.45%，要遠(yuǎn)大于升壓過程喉道半徑增加的幅度5.14%、4.59%和3.45%。

3. 超前注水合理壓力系數(shù)

杏71 試驗(yàn)區(qū)是典型的薄差層低滲透油藏[8]，超前注水的應(yīng)用，能夠充分補(bǔ)充地層的能量，提高生產(chǎn)壓差[9]。同時(shí)，能夠減少油藏的滲透率損失，降低脫氣損失，從而使附加額外的壓力損失下降，進(jìn)而使油井的生產(chǎn)能力增強(qiáng)[10]，杏71 試驗(yàn)區(qū)壓力系數(shù)與日產(chǎn)油增幅關(guān)系見圖3。

Figure 3. Pressure coefficient and daily oil production growth curve圖3. 壓力系數(shù)與日產(chǎn)油增幅關(guān)系曲線

由圖3 可知，杏71 試驗(yàn)區(qū)的初始壓力系數(shù)為1.05 [11]，當(dāng)?shù)貙訅毫ο禂?shù)增加到1.1 后，進(jìn)行超前注水的區(qū)塊日產(chǎn)油量開始增加，日產(chǎn)油增幅為16.3%；隨著地層壓力系數(shù)的繼續(xù)增加，油田日產(chǎn)油量的增加程度開始逐漸降低。實(shí)施超前注水后，日產(chǎn)油的增加程度隨油藏初始壓力系數(shù)的增加而降低，初始壓力系數(shù)為1.15 的油藏，經(jīng)過超前注水開發(fā)，壓力系數(shù)增加到1.20 后，日產(chǎn)油量的增加程度開始減弱，僅增加了3.3%。由以上結(jié)果可知，在油藏實(shí)施超前注水時(shí)，油藏地層的初始壓力系數(shù)不應(yīng)該超過1.10。

4. 超前注水滲透率適用范圍

由于在低滲透和特低滲透油藏注水開發(fā)過程中存在啟動(dòng)壓力的影響，當(dāng)且僅當(dāng)驅(qū)替壓差大于相應(yīng)井網(wǎng)條井下的啟動(dòng)壓力時(shí)，注水井和采油井之間才能建立有效的壓力系統(tǒng)[12]。超前注水技術(shù)能夠有效增加地層壓力，降低啟動(dòng)壓力梯度的影響，從而提高單井產(chǎn)油量，增加采收率[13]。通過研究啟動(dòng)壓力梯度對油田開發(fā)動(dòng)用界限的影響，綜合考慮儲(chǔ)層及原油物性的變化，進(jìn)而得到儲(chǔ)層的動(dòng)用界限，儲(chǔ)層的動(dòng)用界限分為動(dòng)用上限和動(dòng)用下限。

4.1. 超前注水開發(fā)滲透率動(dòng)用下限

儲(chǔ)層動(dòng)用下限指當(dāng)啟動(dòng)驅(qū)替壓力梯度大于某一個(gè)值以后，即便使用超前注水技術(shù)后也不能夠形成有效的地層壓力系統(tǒng)，導(dǎo)致油藏不能有效動(dòng)用。動(dòng)用下限主要由油藏物性、原油物性以及井網(wǎng)條件所決定的[14]，杏71 試驗(yàn)區(qū)啟動(dòng)壓力梯度與滲透率的關(guān)系曲線如圖4 所示。

由圖4 可知，啟動(dòng)壓力梯度隨滲透率的增加而降低，當(dāng)?shù)貙訅毫﹂_始下降后，滲透率隨之下降，啟動(dòng)壓力梯度隨之上升。在進(jìn)行同步注水的區(qū)域，井區(qū)內(nèi)存在的非達(dá)西滲流導(dǎo)致在油井附近的壓力損失較高，由于壓敏效應(yīng)，導(dǎo)致油井附近滲透率降幅比較快，產(chǎn)生了井間壓力傳導(dǎo)差，從而影響了油井初期產(chǎn)能。不同井網(wǎng)、不同壓力水平條件下滲透率動(dòng)用下限見表4。

由表4 可知，超前注水壓力系數(shù)為1.20，井網(wǎng)的井距為125 m 時(shí)，合理的滲透率動(dòng)用下限為1.04 × 10-3μm2；而當(dāng)井距增加到180 m，此時(shí)超前注水的合理滲透率動(dòng)用下限為2.56 × 10-3μm2，滲透率的動(dòng)用下限明顯增加。由圖4 可知，當(dāng)滲透率小于1.22 × 10-3μm2時(shí)，杏71 區(qū)塊的啟動(dòng)壓力梯度迅速增加，表明在滲透率小于1.22 × 10-3μm2后，即便實(shí)施超前注水技術(shù)，儲(chǔ)層仍然不能夠有效動(dòng)用。綜上所述，在141 m 井距條件下，杏71 區(qū)塊進(jìn)行超前注水作業(yè)時(shí)滲透率動(dòng)用下限為1.22 × 10-3μm2。

Figure 4. Relation curve between starting pressure gradient and permeability圖4. 啟動(dòng)壓力梯度與滲透率關(guān)系曲線

Table 4. Lower limit of permeability production with different formation pressure level and well spacing表4. 不同地層壓力水平、不同井距滲透率動(dòng)用下限

4.2. 超前注水開發(fā)滲透率動(dòng)用上限

隨著油藏滲透率的增加，低滲透油藏存在的啟動(dòng)壓力梯度會(huì)相應(yīng)的減小，非達(dá)西滲流現(xiàn)象也會(huì)逐漸變?nèi)酰瑢?shí)施超前注水對于提高采收率的貢獻(xiàn)也會(huì)減弱。當(dāng)滲透率大到一定程度時(shí)，實(shí)施超前注水反而會(huì)導(dǎo)致經(jīng)濟(jì)開發(fā)效果降低。所以，超前注水時(shí)滲透率上限的確定，除了要考慮采出程度外，還要考慮油藏開發(fā)的經(jīng)濟(jì)效益[15]。通過上文的數(shù)值模擬計(jì)算，固定井距141 m，不同滲透率時(shí)的采收率見表5，不同滲透率下采收率對比如圖5 所示。

Table 5. Comparison of recovery under different mobility conditions表5. 不同滲透率條件下采收率對比

由表5 可知，滲透率從3 × 10-3μm2增加到9 × 10-3μm2時(shí)，同步注水條件下，油藏采收率由17.26%增加到27.40%；超前注水條件下，油藏采收率由21.84%增加到27.76%；采收率增幅由4.58%減小到0.36%。油藏滲透率大于7 × 10-3μm2后，實(shí)施超前注水后采收率的提高幅度明顯降低。根據(jù)啟動(dòng)壓力梯度與滲透率的關(guān)系曲線可知，當(dāng)滲透率達(dá)到7 × 10-3μm2以上時(shí)，啟動(dòng)壓力梯度已經(jīng)變的非常小，僅為0.015 MPa/m。在預(yù)測產(chǎn)量的基礎(chǔ)上，評價(jià)不同方案的經(jīng)濟(jì)效益，油價(jià)為60 美元時(shí)，凈收益與滲透率關(guān)系曲線如圖5 所示。

Figure 5. The relationship between net income and permeability under different oil prices圖5. 不同油價(jià)條件下凈收益與滲透率關(guān)系曲線

由圖5 可知，隨著滲透率的增加，凈收益也增加，但當(dāng)滲透率為7 × 10-3μm2時(shí)，超前注水凈收益稍大于常規(guī)同步注水；當(dāng)應(yīng)滲透率為8 × 10-3μm2時(shí)，超前注水凈收益基本等于常規(guī)同步注水；當(dāng)滲透率為9 × 10-3μm2時(shí)，超前注水凈收益小于常規(guī)同步注水，此時(shí)實(shí)施超前注水已經(jīng)不能取得較好的經(jīng)濟(jì)效果。綜合考慮采收率以及經(jīng)濟(jì)效益兩方面的因素，確定杏71 區(qū)塊超前注水滲透率上限為7 × 10-3μm2。

5. 油藏?cái)?shù)值模擬預(yù)測效果

杏71 試驗(yàn)區(qū)扶余油層的取心含油層段10 個(gè)，有效厚度7.6 m，平均孔隙度15.7%，平均滲透率4.32× 10-3μm2，初始壓力系數(shù)在1.05 左右，滿足實(shí)施超前注水的技術(shù)條件。通過地質(zhì)建模和數(shù)值模擬方法，采取固定井距為141 m，注水強(qiáng)度為1.75 m3/(d?m)，超前注水時(shí)間為6～9 個(gè)月進(jìn)行模擬，模擬結(jié)果表明超前注水實(shí)施效果明顯，對比同步注水采收率提高1.78 個(gè)百分點(diǎn)，同步注水和超前注水十年采出程度對比見表6。

Table 6. Comparison of recovery degree between advanced water injection and synchronous water injection表6. 超前注水與同步注水采出程度對比

6. 結(jié)論

1) 降壓過程中滲透率的降低程度遠(yuǎn)大于升壓過程中滲透率的增加幅度，而滲透率一旦降低，即便壓力升高，滲透率也不會(huì)有較大幅度的恢復(fù)，因而保持較高的地層壓力水平對超前注水開發(fā)是至關(guān)重要的。

2) 低滲透率級別巖心在升壓和降壓過程中驅(qū)油效率變化較大，高滲透率級別巖心在升壓和降壓過程中驅(qū)油效率變化較小，且?guī)r心滲透率越低，其驅(qū)油效率對壓力越敏感。

3) 實(shí)施超前注水后，巖心平均喉道半徑的變化與滲透率的變化類似，降壓過程中巖心喉道半徑的減小程度遠(yuǎn)大于升壓過程中喉道半徑的增大程度。

4) 杏71 試驗(yàn)區(qū)施超前注水油藏的壓力系數(shù)應(yīng)小于1.1，滲透率動(dòng)用下限為：1.22 × 10-3μm2，滲透率動(dòng)用上限為7 × 10-3μm2。