均質油藏水驅油物理模擬驅替規律實驗分析

薛 亮

（勝利油田石油開發中心有限公司，東營 257000）

利用注水井把水注入油層，以補充和保持油層壓力的措施稱為注水。由于我國油田儲集層中，約有超過90%的油田為砂巖油田或陸相碎屑巖沉積，利用注水法進行油田開發仍是我國大慶油田等三類儲集層開展采油作業的主要方式。影響注水開發效率的主要指標有很多，包含了油藏地質因素、開發管理方法等[1-3]。趙倫等（2015）[4]認為在地質條件相同或相似條件下，影響水驅油采收效率的主要因素為原油粘度；紀淑紅等（2012）[5]則認為水驅采收率=水波及系數×水驅油效率，對水驅油采收效率的研究應主要集中在高含水階段提高水驅油效率。本文在假設采收油田為均質油藏條件下，對不同粘度油藏在低、高速開發速度下的水驅油特征進行如底部突進、縱向波、水波及系數、水驅流線等進行描述，試圖明確水驅速度對低粘度、中高粘度油藏開發效果的影響，從而為我國油田注水開發工藝提供借鑒。

1 材料與方法

1.1 試驗材料與設備

為提高本試驗準確性，本文采用中國石油大學（北京）發明專利號ZL 201710718290.7的水驅油微觀物理模擬實驗裝置[6]；注入水粘度為常溫（25℃）條件下粘度為0.5mPa·s 的純凈水；試驗材料如表1所示。

表1 試驗材料與設備Tab.1 Test materials and equipment

1.2 試驗方法

為保證試驗用原油分布均勻，根據10~20mu石英砂孔隙度按照油水比1：4比例制備高含水原油；注入水通過100μg/mL蘇丹紅溶液進行染色；采油井以恒流泵裝置保證定壓生產，本試驗具體流程見圖1[7-9]。

圖1 水驅油物理模擬試驗流程圖Fig.1 Flow chart of water flooding physical simulation test

分別采用0.9mL/min（采油速度1%）、3.5mL/min（采油速度4%）注水速度對兩組原油進行處理，記錄注水量及采油量、采液量，至水驅油物理模擬試驗裝置中的原油含水率為100%時試驗結束[10]。

2 結果與分析

2.1 低粘度原油水驅試驗特征

2.1.1 注入水波及系數變化分析

由表1可知，本試驗使用低粘度原油與注入水粘度均為0.5mPa·s（25℃），此時油水流動比可視為1；注入水對油田的作用可近似認為為活塞式驅油。

當采油速度為0.9mL/min 時，注入水主要沿水驅油物理模擬試驗裝置底部優先驅替，由裝置y 軸觀察，此時底面波及形態顯著大于頂面波及形態；采出程度為5%、10%以及25%時底面、頂面波及系數均逐步提高，但底面波及系數顯著高于頂面波及系數；采出程度為32%、42%時，頂面波及系數變化情況顯著高于底面，此時頂、底面波及系數差異逐漸減小，詳如表所示。

表2 0.9mL/min采出速度低粘度均質油藏頂、底面注入水波及系數變化情況Tab.2 Changes in the conformance coefficient of injected water at the top and bottom of homogeneous reservoirs with low viscosity and production rate of 0.9 mL/min

0.9mL/min 采出速度條件下低粘度均質油藏頂、底面注入水波及系數最大差值為采出程度29%時，此時二者差值為52.5%；至采出程度高于29%以后二者之間差距逐漸減小，最終在采出程度達到61 時降低至8.3%。

當采油速度為3.5mL/min 時，注入水無明顯的頂、底面優先驅替特征。此時由水驅油物理模擬試驗裝置縱向觀察，頂、地面波及系數差異明顯較0.9mL/min 采出速度時更小；采出速度為5%、9%時，頂、底面波及形態變化情況均不明顯；隨著采出程度達到25%、36%后，頂、底面波及形態變化逐漸明顯，且此時底面波及形態變化情況更加明顯，至采出程度達到56%后，頂、底面波及系數差值逐漸增大，詳見表3。

表3 0.9mL/min采出速度低粘度均質油藏頂、底面注入水波及系數變化情況Tab.3 Changes in the conformance coefficient of injected water at the top and bottom of homogeneous reservoirs with low viscosity and 0.9 mL/min production rate

3.5mL/min 采出條件下，低粘度均質油藏頂、底面注入水波及系數最小差值為采出程度5%時，此時頂、底面注入水波及系數差值為1.1%；至采出程度高于56%時，二者之間差距逐漸加大，最大差值為采出程度70%時，此時頂、底面注入水波及系數差值為19.7%。

綜上，通過表2、表3 數據對比可知，0.9 mL/min、3.5mL/min 不同采油速度下低粘度均質油藏頂、底面注入水波及系數變化均隨采出速度的提升而增加；0.9 mL/min采油速度下，低粘度均質油藏頂、底面注入水波及系數之間的差值同樣呈先逐漸上升后逐漸下降趨勢；3.5mL/min 采油速度下，低粘度均質油藏頂、底面注入水波及系數之間的差值呈逐漸上升趨勢；相同或相近采出速度條件下，頂、底面注入水波及系數之間的差值明顯更小，波及更均勻。

2.1.2 含水率變化規律分析

表4所示為低粘度均值油藏在0.9mL/min、3.5mL/min 兩種采出條件下含水上升規律。在0.9mL/min 低速水驅條件下，低粘度均質油藏含水率隨采出程度的提升呈先固定不變一直為零，后在采出程度等于32%時快速提升，最后在采出程度達到42%后緩慢提升變化狀態，在采出程度達到最大時含水率達到最高值；高粘度均質油藏含水率同樣一直為零，在采出程度達到14%后迅速提升，至采出程度達到36%后上升速度逐漸放緩，直至含水率達到最大值。在3.5mL/min 高速水驅條件下，低粘度均質油藏含水率同樣先一直為零，后在采出程度等于42%后逐漸上升，至采出程度達到64%后上升速度逐漸放緩，最終在采出程度達到最大值后含水率達到最大值；高粘度均質油藏含水率隨采出程度的提升成快速提升，至采出程度達到14%后緩慢提升變化態勢，至采出程度達到最大值后含水率達到最高值。

表4 不同粘度、采油速度條件下采出程度與含水率關系Tab.4 Relationship between recovery degree and water cut under different viscosity and oil recovery rate

2.2 高粘度原油水驅試驗特征

2.2.1 注入水波及系數變化分析

采用相同實驗流程對粘度10mPa·s（25℃）原油水驅試驗特征進行分析。結果表明，粘度10mPa·s（25℃）原油在注水過程中顯著呈“指進現象”（即呈現出與人類手指類似的流線較細的變化狀態）。與0.5mPa·s（25℃）低粘度油藏相比，粘度10mPa·s（25℃）原油水驅前緣推進速度顯然更快，但由于指進現象的出現，注入水波及范圍內粘度10mPa·s（25℃）原油注水波及并不完全，流線間波及程度較弱。

表5 所示為粘度10mPa·s（25℃）均值油藏在0.9mL/min 采出條件下，不同采出程度頂、底面注水波及系數變化情況。顯然，在采出程度為5.2%時，頂、底面波及系數之間差值較小；隨著采出程度的提升，底面波及形態擴張明顯，波及系數與頂面之間的差值越來越大至采出程度達到45.4%時，差值達到最高35.6%。

表5 粘度10mPa·s（25℃）均值油藏0.9mL/min采出條件下頂、底面注入水波及系數Tab.5 Conformance coefficient of injected water at the top and bottom of the reservoir with an average viscosity of 10 MPa·s（25℃）under the condition of 0.9 mL/min production

隨著采出程度的提升，10mPa·s（25℃）均值油藏頂面注入水波及系數呈先快速提升后緩慢提升狀態；底面注入水波及系數變化情況相同，且均在采出程度達到30.3%后增速開始逐漸放緩。

表6 所示為粘度10mPa·s （25℃） 均值油藏3.5mL/min 采出條件下，頂、底面注水波及系數變化情況。隨著采出程度的提升，頂、底面注入水波及系數之間的差值急劇增大，至采出程度達到45.4%時，底面與頂面之間注水波及系數差值已高達33.9%。

表6 粘度10mPa·s（25℃）均值油藏3.5mL/min采出條件下頂、底面注入水波及系數Tab.6 The conformance coefficient of injected water at the top and bottom of the oil reservoir with an average viscosity of 10 MPa·s（25℃）under the condition of 3.5mL/min production

顯然，粘度10mPa·s（25℃）均值油藏3.5mL/min采出條件下頂面注入水波及系數除在采出程度由5.2%至20.3%變化過程中呈現小幅提升外，其余時間隨采出程度變化并未產生明顯變化；相對而言底面變化情況明顯更加顯著。

2.2.2 含水率變化規律分析

粘度10mPa·s（25℃）均值油藏在高采出速度條件下的見水時間短，同時由于指進現象的存在，其無水期采油量較粘度0.5mPa·s（25℃）均質油藏更低；3.5mL/min高速開發條件下，粘度10mPa·s（25℃）均值油藏開發含水上升速度顯著快于0.9mL/min 采出條件。

2.3 不同粘度、不同采油速度下均值油藏驅替規律

通過以上試驗所得數據可知，0.5mPa·s（25℃）、10mPa·s（25℃）兩種均質油藏水驅波及形態特征明顯不同，兩種粘度原油水驅特征受驅替速度的影響變化規律差異較大。

首先，0.5mPa·s（25℃）均質油藏粘度與注入水粘度基本相當，此時的驅油形式主要呈活塞驅油形式，隨著注入水量提升，頂、底面波及形態均呈粗流線變化，此時設備中含水率提升相對較慢，但波及比較均勻，睡去效果以及驅油效率均較為理想；10mPa·s（25℃）均質油藏粘度遠高于注入水粘度，此時的驅油形式呈明顯的指進狀態，因而形成了頂、底面注入水波及不完全現象，此時盡管水驅前緣推進速度遠較0.5mPa·s（25℃）均質油藏更快，但驅油效率較低。因此，在相同采油速度條件下0.5mPa·s（25℃）均質油藏水驅波及范圍更小，在相同采出程度條件下，0.5mPa·s（25℃）粘度油藏水驅波及范圍內剩余油飽和度相對更低。因此，可得出結論一：原油粘度越高，越不容易實現高速開發，油藏開發效果往往越差。

其次，0.5mPa·s（25℃）均質油藏在0.9mL/min采出條件下注入水波及受重力影響較大，底面的波及速度明顯高于頂面，因此在頂面、底面二者波及系數差異較大的條件下能夠獲得更快的含水率上升速度；在3.5mL/min 高速開發狀態下頂面、底面二者波及系數差異逐漸減小，水波及前緣受重力影響程度降低。可得出結論二：低粘度原油高速開發效果明顯優于低速開發。

最后，10mPa·s（25℃）均質油藏指進現象明顯，因此其波及系數隨注入水突進程度的提升無顯著變化，油井含水上升速度的提升并不能顯著提高采出程度。由此可得出結論三：高粘度油藏并不適合采用高速開發模式。

3 結語

綜上所述，文章針對兩種不同粘度0.5mPa·s（25℃）、10mPa·s（25℃）均質油藏水驅油物理特性進行分析，得出了不同粘度、不同采油速度、不同采出程度條件下，均值油藏水驅油驅替規律，認為0.5mPa·s（25℃）粘度均質油藏更加事宜采用高速開發模式，而10mPa·s（25℃）粘度均質油藏更加事宜采用低速開發模式。