王香增 ，高 濤，梁全勝，黨海龍

1.陜西延長石油（集團）有限責任公司，陜西 西安 710065 2.陜西省特低滲透油氣田勘探與開發(fā)工程技術研究中心，陜西 西安 710065 3.陜西延長石油（集團）有限責任公司研究院，陜西 西安 710065

引言

低滲致密儲層油井壓裂投產(chǎn)是提高單井產(chǎn)量的有效手段，注水開發(fā)是該類油田穩(wěn)產(chǎn)提高采收率的重要措施[1-6]。由于低滲致密油藏儲層本身非均質性強，油井壓裂容易加劇儲層非均質性，非均質性對注水過程中的水驅方向具有主導作用，易造成注入水沿著滲透率較大的孔道流動，而小孔道則未充分水洗，平面上水驅不均勻、剖面上水驅不均衡[7-8]。國內外研究表明，低滲致密油藏滲吸作用對提高采收率具有重要意義[9-11]，適度控制驅替速度可提高驅油效率，改善該類油藏開發(fā)效果，在礦場生產(chǎn)中，周期注水、注水吞吐等技術的應用，可充分發(fā)揮油層毛管力吸水排油作用，能有效地提高水驅采收率[12-15]。

目前，關于低滲致密油藏注水開發(fā)存在最佳驅替速度的機理，以及在礦場應用中如何充分發(fā)揮最佳驅替速度的研究尚不完善。本文通過室內巖芯核磁實驗研究，確定鄂爾多斯盆地延長組長6 儲層最佳驅替速度，建立考慮毛管力的水驅油前緣推進數(shù)學模型，對注水強度、采油參數(shù)進行優(yōu)化，在礦場示范區(qū)應用后取得很好的效果，可為低滲致密油藏注水開發(fā)提供新的思路和技術借鑒。

1 驅油效率與驅替速度實驗

1.1 實驗樣品及設備

實驗樣品來自延長油田西部地區(qū)長6 儲層，其基礎參數(shù)見表1，水型以CaCl2型為主，礦化度為35 200 mg/L。選用該區(qū)原油為實驗油樣，原油密度為0.84 g/cm3，50°C地面脫氣原油黏度為2.75 mPa·s，凝固點為16°C。采用高溫高壓相滲測試儀進行測試，實驗設備主要由驅替系統(tǒng)、夾持器以及計量系統(tǒng)組成。本次實驗采用牛津Geospec 2/53核磁共振儀；LDY–150 高溫高壓動態(tài)驅替系統(tǒng)。

表1 實驗樣品基礎參數(shù)Tab.1 Basic parameters of experimental samples

1.2 實驗步驟

對研究區(qū)內巖芯進行驅替實驗，并測試了部分巖芯在不同驅替速度下的核磁共振曲線，分析驅替速度與驅油效率的關系。

主要實驗步驟如下：

（1）將巖芯放置于苯與酒精體積比為1：3 的萃取容器中洗油。

（2）待洗油結束后，將巖芯放置恒溫箱中加熱至105°C保持溫度不變48 h；取出測量巖芯干重，并采用穩(wěn)態(tài)法測量巖芯空氣滲透率。

（3）將巖芯充分飽和模擬地層水，測濕重，計算孔隙度。

（4）用30 000 mg/L 錳水，恒定流量0.5 mL/min驅替巖芯中的地層水，注入量為3～4 PV。

（5）將巖芯樣品以恒定流量0.5 mL/min 飽和實驗模擬原油，直到巖芯出口產(chǎn)液不含水為止；飽和原油結束時進行核磁共振T2譜測試。

（6）對實驗巖進行恒定速度30 000 mg/L 錳水驅替，至出口產(chǎn)液不含原油為止，進行核磁共振T2譜測試。

（7）對巖芯進行二次洗油操作，重復步驟（1）～（6），以完成不同驅替速度的實驗，每組實驗結束時進行核磁共振T2譜測試。

（8）對比不同驅替速度的核磁共振T2譜，計算不同速度條件下的水驅油效率，確定最佳注入速度。

1.3 結果分析

對研究區(qū)4 塊巖芯進行驅替實驗后，其驅油效率與驅替速度之間的關系如圖1 所示。

從圖1 可以看出，4 塊巖芯分別存在一個最佳的驅替速度，使得巖芯驅油效率最高，且最佳驅油效率集中在驅替速度為0.06～0.08 mL/min 時。

圖1 驅替速度對驅油效率的影響Fig.1 Effect of displacement speed on oil displacement efficiency

為了分析驅替速度對驅油效率的影響機制，選取了巖芯8–1 及巖芯23–1，測試了其驅替過程中核磁共振曲線的變化趨勢。

圖2 展示了巖芯8–1 與巖芯23–1 在不同驅替速率下的核磁曲線，從圖2 可見，存在一個最佳驅替速度使得核磁曲線與弛豫時間圍成的面積最小，在該驅替速度下，巖芯中的油相被驅出的最多。

圖2 不同驅替速率下的核磁曲線Fig.2 Nuclear magnetic curves at different displacement rates

原始核磁曲線是巖芯各孔隙尺度自由弛豫的疊加，對不同驅替速度下的核磁曲線進行分解后，可得到部分分量譜的核磁共振T2譜分解信號（圖3），通過分析各分量譜所具有的物理意義，可以探究驅替速度對采收率的影響機理。

圖3 核磁共振T2 譜分解信號Fig.3 Magnetic resonance T2 spectral decomposition signal

由于核磁信號測量及反演過程均滿足中心極限定理，因此核磁共振T2譜可看作是多個Gaussian函數(shù)的線性疊加，對T2譜進行分解即可得到2～5 個具有正態(tài)分布特性的分量譜，再以分量譜函數(shù)作為擬合函數(shù)對原始T2譜擬合逼近，從而可以確定擬合效果最佳的分量特征譜。Gaussian 函數(shù)具有兩個特征參數(shù)，均值a與均方差σ[16]。本文采用卷積法尋找原始核磁數(shù)據(jù)中分量譜的隱藏均值，再根據(jù)高斯擬合確定分量譜均方差。得到原始譜的分量結果后，分別對比飽和油巖芯在不同驅替速度下，核磁共振主要分量譜的變化趨勢，構建各孔隙尺度下剩余油分布圖。

以巖芯8–1 為例，將圖2a 按照不同驅替速度進行二維投影得到圖4a。采用卷積法對原始核磁曲線拆分后，將代表可動油信息的分量譜以同樣方式繪制，圖4b 代表小孔隙內可動油剩余情況，圖4c 代表大孔隙內可動油剩余情況。

對圖2b 采取類似操作，得到巖芯23–1 的可動油剩余情況、小孔隙和大孔隙的可動油剩余情況如圖4d、圖4e 和圖4f 所示。

圖4 不同驅替速度下孔隙含油飽和度的變化Fig.4 Variation of pore oil saturation under different displacement rates

使用核磁譜面積表征各孔隙尺度下殘余油含量，并用原始核磁曲線面積對每個分量譜面積進行歸一化，得到不同驅替速度下的歸一化殘余油變化曲線，如圖5 所示。

圖5 不同驅替速度下的歸一化殘余油變化曲線Fig.5 Normalized residual oil change curve at different displacement rates

驅替實驗和核磁測試表明，低滲致密巖芯均存在一個最佳驅替速度使得驅油效率最佳。在滲吸作

用下，當基質內流體飽和度大于基質邊界流體飽和度時，基質內油相的滲吸作用才能自發(fā)發(fā)生，如果基質孔隙出口端油相不能被及時驅走，則滲吸作用在一定程度上受限，所以驅替速度低于最佳驅替速度時驅替速度與驅油效率存在正相關關系。當驅替速度過大時，水相沿著大孔隙突進，注入水的波及體積下降，同時滲吸交換時間不足滲吸作用不能充分發(fā)揮，小孔隙原油采出程度也降低。

2 注水強度圖版

2.1 模型建立

模型假設條件：（1）儲層物性均質；（2）流體不可壓縮，為一維同方向流動；（3）油水黏度保持不變；（4）驅動力為水驅；（5）油水驅替過程中考慮毛管力，不考慮重力差異；（6）水驅過程中的滲流截面積是個變值，在面積波及系數(shù)的基礎上引入修正系數(shù)，計算過程中滲流面積為飽和度的函數(shù)，模型示意圖如圖6 所示。

圖6 油水兩相水驅模型示意圖Fig.6 Schematic diagram of oil-water two-phase water flooding model

計算驅油效率與注水強度的關系圖版之前，首先以非穩(wěn)態(tài)相滲實驗數(shù)據(jù)為基礎計算考慮毛管力的相滲曲線，然后過壓汞實驗得到毛管力與含水飽和度的關系，以此為基礎對考慮毛管力的貝克萊-列維爾特方程（B–L 方程）進行計算，最終建立所需的數(shù)學模型。關鍵公式計算如下。

（1）考慮毛管力的油水相對滲透率計算

由式（1）和式（2）可見，水相相對滲透率不受毛管力影響，通過非穩(wěn)態(tài)實驗即可得到。油相相對滲透率計算則涉及毛管力梯度的求解，無法通過實驗直接測得。

（2）考慮毛管力的分流量方程

聯(lián)立上述方程即可得到考慮毛管力的相滲曲線以及含水率曲線。

（3）考慮毛管力及滲流面積變化的B–L 方程

忽略流體壓縮性，一維均質地層水驅油過程中的等飽和度面移動方程為

式（6）中，含水率由式（4）進行計算，滲流截面積用式（5）計算，則式（6）即為考慮了毛管力以及滲流面積變化的前緣推進速度移動方程。

由于低滲致密巖性油藏開發(fā)初期油水同儲，油藏中存在可流動含水飽和度，因此，前緣含水飽和度的確定需要以初始可流動含水飽和度為起點做含水率的切線，確定方法如圖7 所示。

圖7 初始可流動含水飽和度條件下水驅前緣飽和度的確定Fig.7 Determination of water flooding front saturation under the condition of initial water saturation

當水驅前緣到達出口端后，可通過累計注入量來確定出口端含水率和含水飽和度數(shù)值。任意時刻油井的采出程度為

2.2 模型驗證

為了檢驗上述模型的可靠性，將模型計算的注入量和采出程度的關系曲線與實驗測試結果進行對比，如圖8 所示，所需油水相滲曲線和毛管力曲線如圖9 所示。

圖8 模型計算結果與水驅油實驗結果對比Fig.8 Comparison between model calculation results and water flooding experimental results

圖9 油水相滲和毛管力曲線Fig.9 Oil-water relative permeability and capillary force curves

圖8 驗證了該模型可以較好地模擬考慮毛管力的低滲致密油藏水驅過程。理論計算與實驗存在差異的主要原因是，模型計算中考慮了初始可流動含水的影響，導致模型中拐點值相對于實驗值偏低。

2.3 注水強度優(yōu)化圖版

根據(jù)所建立的數(shù)學模型，繪制了不同滲透率下儲層注水強度優(yōu)化圖版，如圖10 所示。由圖10可見，當注水強度小于0.50 m3/（d·m）時，隨著注水強度的增加，采出程度逐漸上升；當注水強度在0.85～1.20 m3/（d·m）時，不同滲透率的儲層采出程度達到最大值。依據(jù)該圖版可以指導油藏不同滲透率井組注水開發(fā)過程中的配注量調整，有效避免開發(fā)過程中高配注導致油井見水早，低配注導致產(chǎn)液量低的問題。

圖10 不同滲透率下儲層注水強度優(yōu)化圖版Fig.10 Optimization of water injection intensity in different permeability reservoirs

3 礦場應用

3.1 區(qū)塊概況

ZC 區(qū)塊長6 儲層孔隙度最大為18.90%，最小為1.40%，平均為11.16%，中值為11.10%；滲透率最大為9.700 mD，最小為0.006 mD，平均為0.745 mD，中值為0.214 mD。油藏沒有統(tǒng)一的油水界面，油水分異不明顯，儲層內油水混儲，總體上長6 油藏為典型的巖性油藏。截至2022 年2 月，共有油井開井190 口，水井開井71 口。平均單井日產(chǎn)液2.71 m3，平均單井日產(chǎn)油1.56 t，平均含水37.2%。

區(qū)塊注水開發(fā)經(jīng)歷3 個階段。（1）天然開采階段：2008 年1 月--2010 年9 月，處于天然開發(fā)階段，隨著新井的逐漸增加，產(chǎn)量逐漸上升；（2）規(guī)模注水階段：2010 年9 月--2015 年7 月，隨著油井投產(chǎn)及注水井不斷投注，注水井注水量不斷增加，以后保持相對穩(wěn)定；（3）適度溫和注水調整階段：2015 年7月至今，油水井開井數(shù)基本趨于穩(wěn)定后，注水效果較好，產(chǎn)量穩(wěn)定，且含水上升平穩(wěn)。

3.2 主要做法與效果

適度溫和注水策略：根據(jù)油層展布和見水特征進行矢量化井網(wǎng)完善，與國內同行具有相同的認識[20]；剖面上采用精細分層注水，前期籠統(tǒng)注水、后期結合吸水剖面測試結果進行分層注水開發(fā)；根據(jù)本文建立的適度溫和注水圖版確定注水井注水強度，控制注水強度在0.85～1.20 m3/（d·m）。對油井進行差異化井底流壓控制，抽油泵沉沒度控制在100～150 m，優(yōu)化注采壓差的思路就是使一個注采井組內各個方向上油井的見水時間盡量一致，達到平面上油井同步受效、提高注水平面波及面積的目的。

根據(jù)文獻[21-22]含水率與采出程度評價方法對開發(fā)調整進行效果評價，適度溫和注水技術的應用使得區(qū)塊采收率從20%提高到24%，提高了4 個百分點（圖11）。

圖11 ZC 區(qū)塊注水開發(fā)效果評價Fig.11 Evaluation of water injection development effect in ZC Block

4 結論

（1）ZC 區(qū)塊4 塊巖芯均在存在最佳的驅替速度，使得巖芯驅油效率最高，實驗中最佳驅油效率集中在驅替速度為0.06～0.08 mL/min。礦場實踐中，控制注水強度在0.85～1.20 m3/（d·m），抽油泵沉沒度控制在100～150 m，開發(fā)效果明顯變好，水驅采收率從20%提高到24%。

（2）低滲致密油藏注水開發(fā)中控制注水強度，充分發(fā)揮滲吸-驅替雙重作用對提高水驅采收率具有重要意義。本次研究通過在經(jīng)典的B–L 方程中考慮毛管力曲線對滲吸作用進行表征，與實際油田開發(fā)中滲吸規(guī)律特征存在一定差異，下一步還需對滲吸規(guī)律在數(shù)值模擬中的表征應用進行深入研究。

符號說明

Krw2--水相相對滲透率，%；

fw2--出口端含水率，%；

qt--注水速度，m3/d；

μw--水相黏度，mPa·s；

L--巖芯長度，m；

V--累計注入量，PV；

A--滲流截面積，m2；

K--絕對滲透率，D；

Δp--巖芯兩端壓差，MPa；

Kro2--油相相對滲透率，%；

μo--油相黏度，mPa·s；

pc--毛管壓力，MPa；

Sw--含水飽和度，%；

x--流動距離，m；

Wi--累計注水量，m3；

fw--含水率，%；

λw--水相流度，D/(mPa·s)；

λw--油相流度，D/(mPa·s)；

A1--儲層截面積，m2；

vf--前緣推進速度，m/d；

t--時間，d；

Swf--前沿含水飽和度，%；

Ro--采出程度，%；

Np--累計產(chǎn)油量，m3；

L1--儲層長度，m；

φ--孔隙度，%；

Swcc--初始可流動含水飽和度，%。