南堡2號構造中深層油水相滲曲線分析及應用

劉薇薇，唐懷軼，劉振林，孫彥春

(中國石油冀東油田公司，河北唐山 063004)

南堡2號構造中深層油水相滲曲線分析及應用

劉薇薇，唐懷軼，劉振林，孫彥春

(中國石油冀東油田公司，河北唐山 063004)

針對南堡2號構造中深層高含水、低采出程度的問題，根據歸一化油水相對滲透率曲線揭示了油水兩相滲流特征，并利用相對滲透率曲線法進行了含水上升和產量遞減規律研究，得出南堡2號構造中深層注水開發的基本生產特征。結果表明：南堡2號構造中深層的水相相對滲透率曲線呈下凹型，隨含水飽和度的增加，水相相對滲透率的增幅變緩；進入中高含水期排液會比較困難，提液潛力較小；采出程度與含水率關系曲線屬于凸型，理論曲線與實際數據吻合較差；開發應有效提高高含水期采出程度；在確定產液速度的條件下，含水上升率和遞減率的變化規律一致。

南堡2號構造；相對滲透率曲線；生產特征

南堡2號構造Ed1段屬中孔中滲、復雜斷塊層狀巖性構造油藏，埋深-2 500～-3 100 m，平均滲透率254.8×10-3μm2，原油密度0.8390 g/cm3，屬正常溫壓系統，天然能量不足，同步注水開發。南堡2號構造中深層經過幾年的注水開發，目前已經進入高含水開發階段，面臨含水率高、開發效果差等問題：含水上升和產量遞減趨勢十分明顯，地下矛盾日趨復雜，區塊層間、層內及平面矛盾更加突出，局部地區井網對儲層的控制程度較差，注采不均衡，儲層動用狀況不均衡，油水運動規律復雜，對油田下步開發工作帶來很大困難。

含水上升和產量遞減規律是注水開發油藏的主要生產特征，認清含水上升和產量遞減規律可以更準確地預測注水開發油藏的開發指標。我國在20世紀50年代就開始對注水開發油田含水上升和產量遞減規律進行研究，前人也提出了許多研究方法，大致分為四種：相滲曲線法、模型預測法、圖版法和水驅特征曲線法[1-2]。本文從油水相對滲透率曲線出發，對油水滲流特征進行分析，利用相滲曲線法進行含水上升和產量遞減規律研究。研究成果為南堡2號構造中深層開發調整、控水穩油以及減緩產量遞減提供理論依據。

1 油水相對滲透率曲線測定

1.1 實驗材料及條件

實驗標準：中華人民共和國石油天然氣行業標準SY/T 5345-1999《油水相對滲透率測定》；實驗用油：實驗用模擬油黏度為4.8 mPa·s；實驗用水：實驗用飽和水黏度為0.5 mPa·s；實驗溫度：70℃；實驗巖心：實驗用巖心取自南堡2號構造中深層NP2-3、NP203X1和NP23-X2282 3口取心井的天然巖心，巖心具體參數如表1所示。

表1 油水相對滲透率測定實驗巖心數據

1.2 測定結果

根據相對滲透率實驗數據繪制了南堡2號構造中深層15塊巖樣的油水相對滲透率曲線，圖1為15個巖樣歸一化后的相對滲透率曲線。

圖1 歸一化油水相對滲透率曲線

2 油水相對滲透率曲線特征

油水相對滲透率曲線能夠綜合反映油水兩相的滲流特征，而反映油水滲流特征的油水相相對滲透率曲線形態千差萬別，一般油相相對滲透率曲線變化趨勢大體上一致，水相相對滲透率形態則差異較大[3-4]。根據大多數油田實際資料可劃分為水相直線型、水相下凹型、水相上凹型、水相上凸型及水相靠椅型五大類。各類相滲曲線特征明顯，形態差異比較大，并且對應不同的油藏開采特點，它們各自有相應的形成機理和流動特點[5-8]。

從圖1可以看出，南堡2號構造中深層的油水相對滲透率曲線表現出以下特點：兩相共滲區范圍窄；束縛水飽和度高，原始含油飽和度低；油相相對滲透率下降快；水相相對滲透率最終值低，僅為14.7%。此外，該油藏的相對滲透率曲線最大的特點是水相相對滲透率曲線呈下凹型。

文獻[9-10]中列出了多種水相相對滲透率的計算方法和公式，無論引用什么公式，我們發現都可以把水相相對滲透率(Krw)視為含水飽和度(Sw)的函數，如式(1)所示。

Krw=f(Sw)

(1)

該類型曲線的特點是油相相對滲透率曲線下降快，水相相對滲透率曲線有下凹趨勢，通常有一個拐點，偶爾也會出現兩個拐點；在高含水飽和度階段，水相相對滲透率增加幅度變緩，曲線趨于平穩；在殘余油飽和度處所對應的水相相對滲透率最終端點值達到最大，最終值比較低。該類型曲線的形成機理一般是由于儲集層物性較差，滲透率與孔隙度相對比較低，黏土礦物含量比較高并具有較強的敏感性，主要是鹽敏或水敏性，當黏土遇到低礦化度的水時發生膨脹，從而堵塞喉道，增大流動阻力，出現隨含水飽和度增加水相相對滲透率增加速度變緩的情況[5]。

綜合分析認為，除了上述機理外，南堡2號構造中深層水相相對滲透率曲線呈下凹型的主要原因有兩點：首先是由于儲層非均質性嚴重，小孔道的啟動壓力梯度比較大，注入水優先進入大孔道，水相相對滲透率以直線形式上升很快，而隨著注入時間的增加，注入水逐漸進入小孔道，增加了流動阻力，流體流動變得困難，與此同時，水將大孔道中的油分成了小油滴，當小油滴運移至喉道附近時，容易形成“液阻效應”，油水的流動都比較困難，因此，水相相對滲透率增加速度越來越慢，甚至不增加，儲層非均質性越嚴重，滲透率越低，液阻效應越明顯；其次是由油水黏度比造成的，油水黏度比為9.6，水驅油為非活塞式驅動，比較容易出現異常的相對滲透率曲線。

3 油水相對滲透率曲線的應用

3.1 無因次采液(采油)指數變化規律

無因次采液指數為某一含水下的采液指數與含水為零時的采液指數(即采油指數)之比，是評價不同含水條件下油井采液能力的指標[11-12]。

在不考慮啟動壓力梯度的情況下，無因次采液指數(JDL)可表示為：

(2)

QL=Qo+Qw

(3)

(4)

(5)

將式(4)、(5)帶入式(2)中得：

(6)

JDO=JDL(1-fw)

(7)

式中：JL——任一含油飽和度下的采液指數，cm3/(d/MPa)；JDL——任一含水飽和度下的無因次采液指數；Qomax——油藏條件下含水為0時的產油量，mL/min；QL、Qo、Qw——油藏條件下的產液量、產油量、產水量，mL/min；kro、krw——油相相對滲透率和水相相對滲透率；μw、μo——水和油的黏度，mPa·s；re、rw——供油半徑和油井半徑，m；s——表皮系數；k——滲透率，10-3μm2；h——生產層有效厚度，m。

利用式(6)和式(7)以及油水相對滲透率實驗數據，即可求出無因次采液、采油指數隨含水率的變化規律，圖2為歸一化無因次采液采油指數曲線。

圖2 歸一化無因次采液采油指數曲線

從圖2可以看出，無因次采油指數遞減速度快，隨含水率的上升，遞減速度一直較快。在中、低含水期，無因次采液指數比較穩定，當含水80%左右時，無因次采液指數出現上升的趨勢，但上升值比較小，并不像高滲透油藏那樣高含水階段上升值比較大，說明南堡2號構造中深層進入中高含水期排液比較困難，提液潛力較小，通過提液來實現區塊穩產難度較大。

3.2 含水上升變化規律

國內外大量水驅油田的生產數據統計表明：含水率與采出程度的關系可以劃分為3種類型：凸型、S型和凹型[13-14]。利用歸一化的油水相對滲透率曲線數據繪制了含水率與采出程度的理論關系曲線，如圖3所示。從圖3可以看出，含水率與采出程度理論關系曲線屬于凸型，開采特點為無水采油期短、油井見水早、開采初期含水率上升比較快，后期含水上升開始變緩，高含水期是主要的開采階段，整體開發效益相對較差。

圖3 可采儲量采出程度與含水率關系曲線

將理論曲線與實際開發生產數據進行對比，結果表明：該構造油藏沒有無水采油期，截至2014年9月的可采儲量采出程度僅為29.9%，含水率卻已經上升至69.9%，與理論曲線相比，實際含水率明顯高于理論含水率，含水上升太快，由此可以說明南堡2號構造中深層開發效果并不理想。

由于含水率的變化受多種因素影響，例如儲層的非均質性、原油性質、油藏類型、巖石的潤濕性、注采井網、注采條件等，因此油藏實際含水率變化非常復雜。經綜合分析認為，南堡2號構造中深層含水上升過快的原因有兩點：①該油藏為人工注水開發復雜斷塊油藏，受注采井網、井距、油藏非均質性、注采強度等因素影響，沒有無水采油期，早期含水上升速度明顯大于邊底水活躍的油藏；②油水黏度比不同，所以含水上升規律不同，一般來說都符合凸型、S型和凹型3種基本模式。

另外，利用油水相對滲透率曲線數據計算了中、低含水期(含水60%)之前的采出程度及其占總采出程度(含水98%)的比例，發現二者的值相對比較低，由此可以說明該油藏在高含水開發階段的采出程度更高，因此，該油藏開發應該立足延長高含水開發階段，應有效提高高含水期采出程度。

利用油水相對滲透率曲線數據進一步計算出理論含水和理論含水上升率，繪制出含水上升率、含水率與含水飽和度、含水上升率與含水率的理論關系曲線，見圖4和圖5。

圖4 含水上升率、含水率與含水飽和度關系曲線

圖5 含水上升率與含水率關系曲線

從圖4和圖5可以看出，在油藏注水開發過程中，隨著油層含水飽和度的增加，含水上升率先增大后減小。在低含水開發階段(2%<含水率<20%)，含水上升率上升比較快；到達中含水開發階段(20%≤含水率<60%)，主力層大面積見水，含水上升加快，含水上升率在含水率為50%左右時達到最大；在高含水開發階段(含水率≥60%)，含水上升率開始減小，含水率為90%左右時，含水上升率降低到1.5%以下。

3.3 產量遞減變化規律

將含水上升率定義為采出1%可采儲量的含水率上升值，即：

(8)

式中：fw——含水率，小數；Rf——可采儲量采出程度，小數。

含水率和可采儲量采出程度可分別表示為：

(9)

(10)

式中：Np——累積產油量，104m3；NR——可采儲量，104m3；Q1——年產液量，104m3；Q0——年產油量，104m3。

根據油田實際生產狀況及無因次采液/采油指數曲線可以看出：油田生產有定液量生產和定生產壓差生產兩種方式。南堡2號構造中深層無因次采液指數在中低含水期之下穩定、高含水期上升(圖2)，所以可以定液量生產。把式(9)和式(10)代入式(8)，并假設產液量為定值，可得：

(11)

式(11)進一步轉化可得：

(12)

式中：Dt——年遞減率，a-1，V1——產液速度，%。

式(11)和式(12)分別為定產液量和定產液速度條件下，水驅油田的自然遞減率公式。根據式(12)計算遞減率，繪制遞減率與含水率的理論關系曲線(圖6)，從圖6可以看出：在定產液速度的條件下，遞減率與含水上升率呈正比關系，遞減率變化趨勢與含水上升率形態(圖5)一致，含水上升率越大，遞減率越大；從圖6還可以看出，產液速度越大，遞減率越大。目前產量遞減已經過了高峰遞減期，產量遞減趨勢有所減緩。

圖6 含水率與遞減率關系曲線

綜上所述，南堡2號構造中深層油水滲流特征明顯，束縛水飽和度高，原始含油飽和度低，兩相共滲區范圍窄，再加上儲層非均質性嚴重，會加大對低滲油層增注的難度，給注水開發帶來一定的困難。為了減緩含水上升和產量遞減趨勢，提高該油藏的水驅采收率，需要及時開展水驅調整措施，例如采用調剖、調驅、分層注水等技術手段對差油層進行增注，加強其動用程度，控制含水上升和產量遞減，其中，控制含水上升將是提高采收率的關鍵。另外，個別斷塊可以通過實施加密調整技術，充分動用薄差油層，完善注采井網，實現區塊穩產。

4 結論

(1)南堡2號構造中深層兩相共滲區范圍窄，水相相對滲透率曲線呈下凹型，隨含水飽和度的增加，水相相對滲透率的增加速度變緩；液阻效應造成油水流動都比較困難，水相相對滲透率增加速度越來越慢，甚至不增加。

(2)無因次采液指數最終值低，說明進入中高含水期排液會比較困難，提液潛力較小。

(3)含水率與采出程度理論關系曲線屬于凸型，其開采特點為無水采油期短、油井見水早、含水上升快，高含水期是主要的開采階段；開發應立足延長高含水開發階段，有效提高高含水期采出程度。

(4)在定產液速度的條件下，遞減率與含水上升率的變化規律一致，呈正比關系；產液速度越大，遞減率越大。

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編輯：吳官生

1673-8217(2015)01-0085-05

2014-10-18

劉薇薇,工程師，博士，1983年生，2006年畢業于大慶石油學院通信工程專業，2013年畢業于東北石油大學石油與天然氣工程專業，現從事油氣藏開發動態研究工作。

國家科技重大專項“渤海灣盆地黃驊坳陷灘海開發技術示范工程”(2011ZX05050)。

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