海上疏松砂巖油藏水驅油效率影響因素研究及應用
——以NNX 油田為例

羅憲波，李金宜，何逸凡，靳心偉

（中海石油（中國）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300459）

隨著國內幾大主力油田逐漸步入開發中后期，高含水期油藏剩余油挖潛一直是油藏工程研究人員攻關的難題。近年來，高倍數水驅研究已經成為高含水期油藏剩余油挖潛的熱點方向。國內陸上大慶油田[1–4]、勝利油田[5–6]、長慶油田[7–9]、河南油田[10–12]等油田均有研究文獻報道。海上油田由于自身開發方式的獨特性，在保證注水有效連通性的前提下，儲層段高倍數水驅沖刷在礦場實踐中主要通過提液[13–14]來實現。實踐證明，結合井網綜合調整及化學調剖等注水優化手段，高倍數水驅將是海上油田高含水期實現剩余油挖潛的重要途徑之一，特別是強底水油藏，水平井產液量可達3 000 m3/d，在水平井近井地帶水驅倍數可高達上千倍。因此，本文通過深入開展高倍數下水驅驅油效率實驗研究，掌握驅油效率影響因素及變化規律，對于指導渤海稠油油田開發中后期實施礦場提液挖潛具有重要的意義。

1 實驗方案設計

實驗用巖心：采用渤海河流相主力油藏和三角洲相主力油藏的天然巖心樣品。

實驗用油：河流相典型油田實驗模擬油黏度（室溫19 ℃）分別為28，65，78，167，260 mPa·s；三角洲相典型油田實驗模擬油黏度為50 mPa·s。

實驗步驟：參照GB/T 28912–2012 標準[15]執行，僅在結束實驗時，由標準規定的驅替倍數30 PV 改為驅替倍數2 000 PV。

2 實驗結果及分析

2.1 滲透率對水驅油效率的影響

以渤海油田地層原油黏度為260 mPa·s 實驗為例，在不同樣品滲透率情況下，相比較于常規水驅倍數（小于100 PV），驅替倍數為500 PV 時的驅油效率均有較大幅度的增加（圖1）。從表1 中可以看出，繼續增加驅替倍數，驅油效率增加幅度有限，可認為驅替倍數為500 PV 時，驅油效率基本達到高驅替倍數下極限驅油效率。

驅替倍數在5 PV 以內，樣品含水率迅速上升至特高含水階段，且總體上表現出樣品滲透率越大，相同驅替倍數下含水率越低的特征，如圖2a 所示。但是隨著驅替倍數持續增大，樣品含水率在特高含水率范圍內差異不明顯，如圖2b 所示。

由圖1 還可以看到，水驅油效率隨著驅替倍數的增加而逐漸增加，但不同滲透率樣品的曲線在高倍數階段存在明顯差異，且樣品空氣滲透率越低，驅油效率越小。以樣品11–020A、1–011B、3–025A、2–036A 實驗結果對比為例，樣品空氣滲透率對驅油效率的影響會隨著原油黏度的增大而增大（表2、圖3）。結果表明，在地層流體性質較好的情況下，即使儲層物性稍微差一些，通過高驅替倍數進行水驅，可以取得跟物性較好儲層相接近的驅油效率，實現較高采收率。

圖1 樣品在不同滲透率下極限驅油效率

表1 高驅替倍數下驅油效率

2.2 原油黏度對水驅油效率的影響

在巖心樣品滲透率相近情況下（滲透率分別為4 814.8×10–3，5 331.6×10–3，4 942.6×10–3μm2），地下原油黏度由28 mPa·s 增加至260 mPa·s，驅油效率由76.5%降低到72.5%（圖4）。這表明了原油黏度對驅油效率的影響較大，原油黏度越低，驅油效率越高。從圖4 還可以看出，稀油與稠油相比，在相同驅替倍數下，稀油的驅油效率高于稠油的驅油效率；當驅替倍數大于100 PV 時，隨著驅替倍數的增加，稠油驅油效率的提高幅度明顯增大。為了更好地說明這一點，將實驗數據進行了變換處理，計算出不同驅替倍數范圍內驅油效率階段增加值（表3）。

圖2 地層原油黏度為260 mPa·s 時實驗樣品在不同驅替倍數下含水率對比

表2 不同滲透率下高驅替倍數水驅油效率

圖3 不同滲透率下水驅驅油效率隨原油黏度的變化

圖4 不同原油黏度下樣品水驅油效率隨驅替倍數變化規律

從表3 可以看出，稀油和稠油在不同驅替倍數范圍內驅油效率差異比較大：在驅替倍數為0～100 PV 時，稀油采出量占最終采出量的95%，普1 類稠油采出量占最終采出量的88%，普2 類稠油采出量占最終采出量的80%，原油性質的差異導致了不同的開發特點；在驅替倍數為100～1 000 PV 時，稠油的驅油效率明顯提高，普1 類稠油和普2 類稠油驅油效率階段增加值分別為8.1%和12.9%，說明了高含水期是稠油重要開發階段，與稀油相比，稠油油藏需要更大的水驅驅替倍數，才能獲得比較高的驅油效率。

2.3 流度對水驅油效率的影響

結合滲透率、原油黏度對驅油效率影響的認識，對河流相油田進一步分析不同流度儲層對應的驅油效率規律，如圖5 所示。從圖中可以看到驅油效率與流度近似呈現冪指數關系：當流度為0～50×10–3μm2/（mPa·s）時，驅油效率隨流度的增大，出現了明顯的快速增大；當流度大于50×10–3μm2/（mPa·s）時，驅油效率增大顯著減緩，趨于平穩；驅油效率大于70%對應的流度界限為20×10–3μ m2/（mPa·s）左右。同時，這表明了普2 類稠油儲層在高滲、特高滲的疏松儲層條件下，也可以取得較高的驅油效率，這為后續渤海油田地層原油黏度為260 mPa·s 的主力砂體挖潛奠定了理論基礎。

2.4 黏土礦物含量對水驅油效率的影響

分別從河流相和三角洲相油田中挑選物性和原油黏度接近的3 塊樣品，進一步開展驅油效率影響因素分析。在高倍數水驅驅油效率實驗中，孔隙度、滲透率相近的巖心，驅油效率出現較大差異，驅替倍數為500 PV 時，巖心2–014A 的驅油效率比巖心5–006A、巖心9–017A 分別低6.1%、8.2%（表4）。從這三塊巖心礦物成分分析數據來看，巖心2–014A 的黏土礦物含量高于巖心5–006A 和巖心9–017A（表5）。由于黏土礦物的存在，填隙物容易隨著驅替在孔喉中攜帶流動，堵塞孔喉，增大滲流阻力，降低驅油效率。

表3 不同地下原油黏度隨驅替倍數的增加驅油效率階段增加值

圖5 渤海油田不同流度儲層對應的驅油效率

3 成果應用

3.1 油藏地質概況

NNX 油田位于渤海灣盆地，是中國海上大型整裝油田，同時也是渤海灣盆地中典型的薄互層狀稠油油藏，具有埋藏淺、成藏晚、儲量大和儲層非均質性強等特征。

主力含油層段為新近系明化鎮組和館陶組，構造上為復雜的封閉斷塊，沉積類型為典型的河流相沉積。儲層較發育，平均孔隙度為28.5%，平均滲透率為950×10–3μm2，具有高孔隙度、高滲透率的特征。

儲層巖性主要以中–細砂巖及粉砂巖組成，石英、長石及巖屑的質量分數分別為45.0%～56.0%、35.9%～53.0%和38.2%～58.8%，成分以巖屑長石砂巖、長石巖屑砂巖為主。填隙物主要為泥質雜基，質量分數為11.3%～13.0%，平均為12.0%，其中雜基以泥質為主，主要為伊/蒙混層，平均全巖含量為2.6%，另見伊利石、高嶺石及少量綠泥石。油藏類型為邊水驅動的構造層狀油藏。油藏中部深度地層壓力為12 MPa，壓力系數為1.0，油藏溫度為56.5 ℃，地溫梯度為0.3 ℃/km，屬于正常溫度和壓力系統。研究區評價井進行多次PVT 取樣分析得到，含油層段地層原油黏度為53～179 mPa·s，地面原油密度為0.952～0.966 g/cm3，原油飽和壓力為8.53～9.94 MPa；地層水礦化度為 15 438～17 956 mg/L，水型為NaHCO3型，pH 值為7.2。油田自2003 年開始分批次投產，2011 年油井全部投產，采用稀井網、大井距、多段合注合采的方式開采。

3.2 油田模型模擬飽和度場與過水倍數

D25H 井為水平生產井，地下原油黏度為260 mPa·s，數值模擬模型動用儲量網格初始最高含油飽和度為72%，平均含油飽和度為63%。隨著注水開發，網格過水倍數增加，網格含油飽和度降幅增大，截至目前，網格過水倍數最高值達到900 PV，平均網格過水倍數17 PV；模型網格目前最高含油飽和度為67%，平均含油飽和度為56%。在實際油藏生產過程中，儲層過水倍數適當增大，可以有效地提高動用儲量采出程度。預測投產30 a 后，網格過水倍數最高值達到2 426 PV，平均網格過水倍數為46 PV，超過10%的網格數過水倍數大于100 PV；模型動用儲量網格平均含油飽和度降低至53%。D25H 井在含水97%時進行了大幅度提液，提液后增油14.00 m3/d，累計增油1.24×104m3，累計產油10.40×104m3。

通過對水驅驅油效率實驗分析和總結，并成功指導現場剩余油挖潛，為渤海稠油油藏開展高含水、特高含水期剩余油挖潛研究奠定了堅實基礎。對于物性較好、剩余油儲量較大的砂體，在高含水期開展大規模提液措施，將成為海上該類型油藏在高含水期挖潛的重要開發策略之一。

表4 三組水驅驅油效率對比實驗數據

表5 不同巖心礦物組分分析 %

4 結論

（1）稀油和稠油在不同驅替倍數范圍內驅油效率差異比較大，高含水期是稠油重要的開發階段，與稀油相比，稠油油藏需要更高的水驅替倍數，才能獲得較高的驅油效率。

（2）樣品空氣滲透率越低，原油黏度越大，驅油效率越小，且驅油效率與流度近似呈現冪指數關系，在流度近似情況下，黏土礦物的存在對驅油效率影響較大，填隙物隨驅替在孔喉中流動，堵塞孔喉，降低驅油效率值，黏土礦物含量越低，驅油效率越高。

（3）高倍水驅下的驅油效率研究可以有效指導渤海底水稠油油藏在高含水期實施剩余油挖潛研究工作。