高注入倍數油水兩相滲流特征研究

方 越，李洪生，于春生，樊社民，侯雪櫻

（1．中國石化河南油田分公司勘探開發研究院，河南鄭州 450000；2．中國石化石油工程技術研究院，北京 100101）

目前，我國陸上已開發油田大多數都已進入高含水甚至特高含水后期[1-8]，比如雙河油田，經過近40年的開發，采出程度已達 43.39%，綜合含水達96.99%，注水開發后，仍有相當一部分剩余可采儲量需在特高含水階段采出。如何改善特高含水期開發效果，提高驅油效率，對老油田的穩產具有重要的意義。勝利油田室內試驗研究表明，增大注入倍數、提高驅替壓力梯度，驅油效率可達 70%～80%；大慶油田在注入倍數為26 331 PV時得到的驅油效率近100%[9]。在實際油藏中，受儲層非均質性及長期注水沖刷影響，注入水在平面和縱向上沿著高滲透段發生突進和舌進現象，使水油比急劇上升、油水兩相滲流特征發生改變，在主流線及近水井區域，注入倍數可以達到成百上千倍，而傳統的相滲實驗結束條件一般是注水倍數為30～50 PV，對應驅油效率為50%～60%[10-12]。因此本文開展了高注入倍數油水兩相滲流實驗，明確特高含水期油藏滲流特征，同時明確水驅油效率的影響因素，為改善特高含水期開發效果提供依據。

1 室內實驗

1.1 實驗材料

1.1.1 實驗用油

實驗用油是煤油和雙河油田的原油按一定比例配制而成的模擬油，在實驗溫度 50 ℃的條件下黏度為7.63 mPa·s，實驗前抽空過濾。

1.1.2 實驗用水

實驗所用的模擬水是根據雙河油田實際地層水，礦化度（表 1）用蒸餾水人工配制的，使用前經過濾除去雜質，模擬水黏度為0.91 mPa·s。

1.1.3 實驗巖心

表1 雙河油田地層水性質及成分

實驗所用巖心為雙河油田取心井天然巖心及人造巖心，優選了4塊天然巖心和5塊人造巖心，具體物性見表2。選取滲透率為271×10-3μm2的天然巖心進行高注入倍數油水滲流實驗；對4塊天然巖心分析不同滲透率對水驅油效率的影響；對5塊物性條件相似的人造巖心研究不同注入速度對水驅油效率的影響。

表2 實驗所用天然巖心物性參數

1.2 實驗儀器

實驗流程及設備見圖 1，實驗所用設備和計量器具及其技術指標如下：①巖心夾持器；②驅替泵：流量精度1.0%；③壓力傳感器：精度0.5%；④油水分離器：20 mL，分度0.05 mL；⑤天平：精度0.001 g；⑥秒表：分度0.01 s。

1.3 實驗方法

1.3.1 油水滲流特征實驗

選用滲透率為271×10-3μm2的天然巖心，采用非穩態法測定油-水相對滲透率[10]。首先用油驅水建立束縛水飽和度，測定束縛水狀態下油相相對滲透率；隨后進行水驅油實驗，準確記錄時間、累計產油量、累計產液量、巖樣兩端的驅替壓差等數據，注水驅替至200 PV，測定殘余油下的水相滲透率，研究高注入倍數下油水兩相滲流特征。

1.3.2 水驅油實驗

保持注入速度2.0 mL/min，對滲透率分別為119×10-3μm2、271×10-3μm2、659×10-3μm2、974×10-3μm2的天然巖心進行水驅油實驗，分析不同滲透率、不同注入倍數下的驅油效率。

選取滲透率為650×10-3μm2的人造巖樣，開展注入速度分別為 1.5 mL/min、2.0 mL/min、2.5 mL/min、3.0 mL/min、3.5 mL/min時的水驅油實驗，分析不同注入速度、不同注入倍數下的驅油效率。

圖1 非穩態法測定油-水相對滲透率實驗流程

2 實驗結果與分析

2.1 高注入倍數油水滲流結果

2.1.1 油水滲流結果分析

根據油水相對滲透率實驗結果分析（圖2），可以看出，隨著含水飽和度的增加，油相相對滲透率緩慢降低，水相相對滲透率急劇增加，并且水相增加的幅度遠大于油相降低的幅度。注入倍數由30 PV增加至200 PV，含水飽和度由0.66增加至0.75，油相相對滲透率由 0.01下降到 0.001，水相相對滲透率由0.185上升至0.659，水油相對滲透率比值從18.5增至659，水的流動能力急劇增加。

圖2 天然巖心2號巖樣油水相對滲透率

2.1.2 殘余油飽和度分析

隨著注入倍數的增加，殘余油飽和度不斷降低，水驅油效率具有增加的趨勢。天然巖心 2號巖樣（271×10-3μm2）水驅油實驗數據統計表明，注入倍數由30 PV增加至200 PV，殘余油飽和度由0.34降到0.25，下降9%，驅油效率由51%提高到59.1%，增加8.1%（圖3）。

圖3 天然巖心2號巖樣不同注入倍數下的驅油效率

2.1.3 水驅特征曲線分析

根據室內水驅油實驗結果，得到高注入倍數（200 PV）下2號天然巖心甲型水驅特征曲線（圖4）。可以看出，含水率達99%后，甲型水驅特征曲線開始上翹，“拐點”之前注入倍數為17.93 PV，消耗的水量占9%，累計時間2 209.5 s，占9%，驅油效率50.0%；“拐點”之后至實驗結束又注入了181.68 PV的水量，消耗水量占91%，累計時間22 544 s，占91%，驅油效率提高9.1%。由此可見，甲型水驅特征曲線上翹后，耗水量急劇增加，但驅油效率提高緩慢，開發效果逐漸變差。

2.1.4 滲流實驗結果分析

高注入倍數下相滲實驗結果表明，增加注入倍數可以提高驅油效率，但在高注入倍數下水相滲流能力急劇增加，尤其在甲型水驅特征曲線出現上翹的“拐點”后，采出相同的油量需要消耗更多的注入水量。因此對于特高含水后期油藏，在水驅特征曲線出現“拐點”之前，加大調整挖潛力度、有效延緩“拐點”出現時機是經濟有效提高水驅采收率的關鍵。

圖4 天然巖心2號巖樣甲型水驅特征

2.2 水驅油效率影響因素分析

受地質因素與開發因素的影響，水驅油效率與儲層孔隙結構、物性條件等有關，也與注入倍數、注入速度等開發因素有關。

2.2.1 滲透率的影響

通過室內天然巖心驅替實驗，研究相同注入速度下不同滲透率巖心的驅油效率。從圖5中可以看出，滲透率為 119×10-3μm2的巖心驅油效率為56.9%，滲透率為97×10-3μm2的巖心驅油效率為65.7%。結果表明，滲透率越大，水驅油效率越高；在相同滲透率條件下，注入倍數越大，水驅油效率越高。

圖5 不同滲透率下的驅油效率

2.2.2 注入速度的影響

為了驗證不同注入速度對驅油效率的影響，選取物性條件基本相似的5塊人造巖心，開展不同注入速度下的水驅油實驗。從圖6中可以看出，注入速度為1.5 mL/min時的驅油效率為62.6%，注入速度為3.5 mL/min時驅油效率為70.2%。結果表明，隨著注入速度的不斷增大，水驅油效率也逐漸增加。

2.2.3 注入倍數的影響

在較高的注入倍數下，殘余油飽和度有所降低，從而對水驅油效率產生影響。隨注入倍數的增大，水驅油效率不斷增加，但增加的幅度逐漸降低（圖5、圖 6）。

圖6 不同注入速度下的驅油效率

2.2.4 水驅油實驗結果分析

水驅油實驗結果表明，提高注入速度、增大注入倍數均能提高驅油效率。在礦場應用過程中，如果對特高含水后期油藏整體增大注入速度或注入倍數，就要向地下注入大量的水，這不僅會增加生產運行成本，而且當注入倍數提高到一定程度后，繼續增大注入倍數驅油效率提高幅度有限，油藏開發效益將會變差。因此，礦場實施前需要對油藏注入狀況進行差異化分析，針對注入倍數、驅替程度較低的部位或井組采取措施提高注入倍數，改善開發效果的同時也能達到較好的經濟效益。

3 結論

（1）高注入倍數（200 PV）下油水兩相表現出新的滲流特征，油相滲透率緩慢下降，水相滲透率大幅提高，水相滲流能力急劇增加，殘余油飽和度有所降低。

（2）特高含水期，甲型水驅特征曲線出現上翹的“拐點”，“拐點”之后，耗水量急劇增加，有效延緩“拐點”出現時機是經濟有效提高水驅采收率的關鍵。

（3）水驅油效率受儲層物性、注入倍數、注入速度等因素影響。滲透率越大驅油效率越高；注入速度增加，驅油效率也增加；提高注入倍數、注入速度均可以提高驅油效率。