海上稠油油田多層合采層間油水滲流規律研究

付云川 王成勝 周文超

摘 ? ? ?要：油水相滲規律的研究是油藏開發的關鍵，是油田生產預測和數值模擬分析的重要依據。海上稠油油田多層合采條件下，隨著開發進行，同一儲層內部和不同儲層之間的油水滲流狀態均有所不同。通過室內實驗，研究黏度、驅替壓力、儲層滲透率對油水相對滲透率的影響規律，結果表明：隨油相黏度增大，油水兩相滲流能力降低;隨驅替壓力增大，兩相滲流區域變寬;隨儲層滲透率降低，油水兩相滲流能力降低。根據幾種油水相對滲透率研究規律，提出生產調整和提高采收率措施建議，為海上稠油油田多層系綜合開發提供技術支持。

關 ?鍵 ?詞：稠油油田;多層合采;油水相滲;驅替壓力;儲層滲透率

中圖分類號：TE53 ? ? ? ?文獻標識碼： A ? ? ? 文章編號： 1671-0460（2020）05-0798-04

Abstract： The study of oil-water phase permeability is the key to reservoir development and the important basis for oil production prediction and numerical simulation analysis. Under the condition of multi-layer co-production in offshore heavy oil fields， the oil and water seepage states are different within the same reservoir and between different reservoirs with the development of the oil field. In this paper， the effect of viscosity， displacement pressure and reservoir permeability on oil and water relative permeability was studied through laboratory experiments. The results showed that，with the increase of oil viscosity， the seepage capacity of oil and water phase decreased; with the increase of displacement pressure， the seepage area became wider; with the decrease of reservoir permeability， the seepage capacity of oil and water phase decreased. Based on the research rules of oil and water relative permeability， some measures to adjust production and improve oil recovery were put forward. The paper can provide technical support for the comprehensive development of multilayer systems in offshore heavy oil fields.

Key words： Heavy oil fields; Multi-layer production; Oil-water relative permeability; Displacement pressure; Reservoir permeability

隨著海洋石油的高速發展，油田的開發將先后經歷上產期、穩產期、衰減期等不同的開發階段。非均質性嚴重的多層稠油油藏，由于原油黏度較高的影響，注水開發過程中，水驅的壓力梯度較大，每個生產層位在不同驅替速度和驅替壓力條件下的油水兩相滲流規律也會發生變化。在一套井網多層籠統注水開采條件下，不同層系的滲透率、孔隙度、均質性等物性參數不同，導致吸水能力不同，傳導壓力性能也不同，層間壓力差別很大。層間干擾使層間流體滲流狀態發生改變，每個層位的驅替壓力梯度、滲流速度等都會發生變化，從而影響油田采收率。本文研究黏度、驅替壓力、儲層滲透率對稠油油田油水相對滲透率影響規律和影響機制。綜合分析油水兩相滲流特征和儲層性質，用于油田開發參數計算、動態分析及油藏數值模擬研究，為實際生產中的層系組合調整提供指導[1-3]。

1 ?實驗設備及方法

1.1 ?實驗裝置

實驗裝置主要由巖心模型、注入系統、壓差檢測系統、產出計量系統四大部分組成，除巖心模型外的三大系統均由電腦自動控制。模型本體為巖心夾持器和環壓跟蹤系統;注入系統為注入泵、高溫烘箱和中間容器;壓差檢測系統為精密壓差傳感器，用于檢測驅替過程中巖心兩端壓差;產出計量系統為高溫高壓油水在線分離計量裝置，可實現油水兩相快速分離計量。

實驗巖心使用目標油藏對應層位滲透率的模擬巖心，除黏度影響規律實驗外的實驗用油使用目標油藏原油配制地層條件下模擬油，根據目標油藏地層水礦化度配制模擬地層水作為驅替流體，實驗方法采用非穩態驅替法，根據設計的實驗方案進行實驗。實驗裝置流程見圖1。

1.2 ?實驗方案設計

①黏度對油水相對滲透率影響規律研究：目標油藏主力層位滲透率巖心，滲透率2 000 mD，分別配制3、50、100 mPa·s三種模擬油，在油藏溫度65 ℃條件下進行油水相對滲透率實驗3組，恒定驅替速度為0.8 mL/min。

②驅替壓力對油水相對滲透率影響規律研究：目標油藏主力層位滲透率巖心，滲透率2 000 mD，配制70 mPa·s模擬油，在油藏溫度65 ℃條件下進行油水相對滲透率實驗3組，改變驅替速度從而改變驅替壓力，驅替速度分別為0.4、0.8、1.2 mL/min。

③儲層滲透率對油水相對滲透率影響規律研究：目標油藏三個層位滲透率巖心，滲透率分別為25、650、2 000 mD，配制70 mPa·s模擬油，在油藏溫度65 ℃條件下進行油水相對滲透率實驗3組，恒定驅替速度為0.8 mL/min。

2 ?實驗結果

2.1 ?黏度對油水相對滲透率影響規律研究

對于稠油油田，油相黏度很高且遠高于水相黏度。隨著油相黏度增大，油水黏度比增大，驅替前緣推進不均勻，水驅過程中產生黏性指進現象，油水兩相相對滲透率發生變化，減小水驅波及范圍，影響油田采收率。由于水膜的潤滑效應，稠油系統中，束縛水飽和度處的油相滲透率高于單相流體的滲透率[4-6]。并且對于稠油油田，原油黏度較大，極性化合物含量一般較高，在巖心中更易于吸附在巖石表面，水驅過程中更加容易滯留在孔吼結構內壁而難以被驅替出去，從而占據更多的滲流通道，使油水兩相的滲流能力進一步降低[7，8]。

選取目標油田主力層位滲透率巖心，研究不同油相黏度時油水相對滲透率變化規律。實驗基礎參數設計見表1，結果見圖2。

由實驗結果可以知道，油相黏度從3 mPa·s升到100 mPa·s，束縛水飽和度降低7%，殘余油飽和度升高15%，油相相對滲透率和水相相對滲透率均降低，殘余油條件的水相相對滲透率降低39%，共滲點向左偏移了7%。隨著原油黏度增加，油水黏度比增大導致了黏性指進，驅替過程中油相的流動性迅速減弱，水相更快地突破形成通道，將部分原油圈閉在孔道中成為殘余油，驅替能力下降，殘余油飽和度升高，驅油效率降低[9，10]。由于殘余油飽和度的升高，原油大量堆集在巖心孔道中不能被驅出，流動能力減弱，同時也對水相的流動造成了很大阻力，導致殘余油條件下的油相相對滲透率和水相相對滲透率都降低。

2.2 ?驅替壓力對油水相對滲透率影響規律研究

海上稠油油田多層合采過程中，通常低滲層系的水驅壓力較高，層間有較大的壓差，從而產生儲層流體的流動，儲層流體在流向井底的同時，有一部分流體從壓力較高的層位流向壓力較低的層位，并逐漸達到水驅平衡狀態[11，12]。層系組合調整會使不同層系的吸水量產生變化，往往會引起水驅速度的變化，從而引起水驅壓力梯度的變化，目前針對驅替壓力變化對油藏中油水兩相滲流規律影響的研究較少。因此對于某一層位來說，需要研究水驅壓力梯度的變化對油相和水相的流動能力、含水規律、殘余油飽和度等產生怎樣的影響，為生產調整和后續的開發方案預測提供依據。

選取目標油田主力層位巖心，在目標油藏滲流速度范圍內，通過改變驅替速度從而改變驅替壓力，進行驅替壓力對油水相滲曲線影響規律研究。實驗基礎參數設計見表2，結果見圖3。

由實驗結果可以看出，隨著水驅速度從0.4 mL/min增加到1.2 mL/min，起始驅替壓力從0.064 MPa增加到0.263 MPa，殘余油條件下的最終驅替壓力從0.003 MPa增加到0.015 MPa，束縛水飽和度變化不大，殘余油飽和度降低5.64%，油水兩相滲流區域變寬。在目標油藏滲流速度范圍內，相同注水量時，驅替速度越快壓力越高，水驅驅油效率越高。較大的水驅壓力梯度能使巖心細小孔隙中的油滴克服賈敏效應被驅替出去，從而提高水驅驅油效率。同時，較大的驅替壓力能夠克服細小孔道中的毛管力，使水相能夠進入尺寸更小的孔喉結構中，從而將原油驅替出去。隨著驅替壓力的升高，原油更快地被驅出，油相相對滲透率下降較快;更多原油的驅出降低了水相的流動阻力，但較高的驅替速度會增加流動阻力，所以水相相對滲透率上升慢，殘余油下水相相對滲透率變化不大，說明殘余油條件下的油水兩相流動能力變化不大。驅替壓力對油水相對滲透率影響特征表明，對于目標油藏主力層位，滲透率較高，儲層均質性較好，增加水驅速度可以增加采油速度，并且隨著儲層含水飽和度上升，仍然有較多的原油被驅出，見水后的產油速度下降緩慢，水驅效果變好。

2.3 ?儲層滲透率對油水相對滲透率影響規律研究

對于海上多層稠油油田，不同層系之間的滲透率也有較大差別，層間非均質性較強。多層合采注水開發時，滲透率高的層位吸水量大，注水受效充分;滲透率較低的層位吸水量少，傳導壓力性能較差，地層內壓力降落幅度大。低滲層與高滲透層相比，層間壓力有很大差別，注入水會大量的流入壓力偏小的油層，導致各油層不能注入與其自身匹配的注水量，油層中原油無法被充分驅替，驅油效率較低[13，14]。因此需要針對目標油藏的幾種不同滲透率的主力層位，研究滲透率的變化對油水相對滲透率的影響規律，從而為下步層系組合調整提供參考依據。

選擇目標油田幾個不同滲透率層位的巖心，研究油水相對滲透率影響規律，實驗基礎參數設計見表3，結果見圖4。

由實驗結果可以看出，滲透率從2 000 mD降低到25 mD，束縛水飽和度升高9%，殘余油飽和度升高11.6%，兩相流動范圍變窄;殘余油條件的水相相對滲透率降低23%，共滲點向右偏移了7%。在等滲點之前，油相相對滲透率隨著含水飽和度的升高而急劇下降，并且滲透率越低下降趨勢越明顯。水相在進入巖心后吸附在孔隙內壁上，形成一層不可流動的水膜，對原油的流動產生干擾，壓縮了油相的滲流通道，從而使油相相對滲透率迅速降低。滲透率越低，水相在巖心孔隙結構內壁形成的薄膜占據流動通道的體積越大，油相相對滲透率的降低幅度越大[15，16]。并且隨著儲層滲透率降低，巖心內部孔隙結構變得復雜，喉道半徑變小，水驅過程中容易發生卡斷效應，水相迅速連通形成通道，油相以油珠的形態殘留在細小的孔喉結構中而不能形成連續相，導致油相流動能力迅速下降，殘余油飽和度增加。由于殘余油的增加，油相占據更多的孔喉中心，產生強烈的賈敏效應，水相在孔隙內壁形成的薄膜結構中流動，導致殘余油條件下水的流動性減弱，水相相對滲透率大幅降低。低滲儲層的相滲特征表明，水驅過程中無水采油期較短，由于油相相對滲透率下降迅速，含水飽和度稍有增加，將導致儲層具有水驅見水后產油速度迅速下降，含水快速上升的特征。

3 ?結論

①隨著油相黏度增大，束縛水飽和度降低，殘余油飽和度升高，兩相滲流區域變窄，驅油效率降低，油水兩相相對滲透率均降低，殘余油條件下的水相相對滲透率降低，油水兩相在巖心中流動能力變差，共滲點向含水飽和度低的方向偏移，水驅效果變差。在油田開發過程中，可以通過提高注入水黏度或者降低原油黏度，從而降低油水黏度比，提高油水兩相的流動能力，擴大水驅波及范圍，最終提高采率。

②隨著驅替壓力增加，束縛水飽和度變化不大，殘余油飽和度降低，兩相滲流區域變寬，共滲點變化不大，水驅效果變好。對于多層系油田的某一層位，增加水驅壓力可以提高采油速度，提高水驅驅油效率，最終提高采收率。

③隨著儲層滲透率減小，束縛水飽和度升高，殘余油飽和度升高，兩相滲流區域變窄，殘余油條件下水相相對滲透率降低，共滲點向含水飽和度高的方向偏移。海上多層系稠油油田，層間滲透率極差較大時，低滲儲層油水滲流狀態遠差于高滲儲層，多層籠統注水開采層間干擾嚴重，應考慮井網調整、調驅等措施，提高油田采收率。

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