特低渗透油藏井组开发过程物理模拟

滕 起，杨正明，刘学伟，冯 骋，黄 伟，于荣泽

1)中国科学院渗流流体力学研究所，河北廊坊065007;2)中国科学院大学物理学院，北京100049;3)中国石油勘探开发研究院廊坊分院，河北廊坊065007;4)长庆油田公司油气工艺研究院，西安710021

中国低渗透油气资源丰富，具有广阔的勘探开发潜力. 无论从近几年新增探明储量，还是从剩余油气资源量看，低渗透油气是中国未来油气工业的勘探开发主流，对保障国家能源安全具有重要的战略意义［1］. 但限于实验室条件，目前尚无通过物理模拟实验进行井组物理模拟的报道，已有的模拟实验多采用人造砂岩模型，选取井网单元进行模拟，侧重于对中高渗透油藏的研究［2-17］.

根据相似理论，把油田按一定比例缩小成平板模型，各生产指标根据相似准则的约束随之进行一定比例的缩放. 通过某种生产方案对平板模型进行开采，用较短时间就可完成实际油田需要几十年的开采过程，从而达到预测开发效果的目的. 加之，用平板模型进行物理模拟可实现用相对少得多的费用进行多种开发方案的模拟，从而对合理开发方案的设计提供参考. 因特低渗透储层孔喉细小，用填砂模型无法达到其渗透率尺度，阻碍了通过实验方法进行渗流规律的研究. 天然露头砂岩平板模型孔隙结构与真实油藏一致，以其为实验模型进行流体驱替实验，能够最大程度反映实际油藏中流体渗流的状况. 在井组物理模拟实验中通过电阻率法，能测量模型驱替过程中的饱和度场变化，为剩余油分布预测提供实验支持.

1 井组现场参数及生产概况

1.1 井组现场参数

实验所选井组最早采取井距250 ～300 m 的正方形反九点井网，后经加密形成目前的不规则井网(图1). 其中，W5 为注水井，其余8 口井均为采油井. 该区储层平均渗透率为3.02 ×10-3μm2，平均孔隙度为13.3%，原始含油饱和度为56.1%.油藏温度44.2 ℃，原始地层压力9.13 MPa，地下原油黏度1.96 mPa·s.

图1 油田现场井网示意图Fig.1 Well pattern of the actual oil field

1.2 井组生产概况

试验井组油水井于1989 -1990 年投入开发，初期日产油4.55 t，含水2.5%. 目前油井总数11口，开井10 口，单井产能为0.53 t，综合含水为84.2%，累积产油11.230 3 ×104t，平均单井累积产油1.01 ×104t，地质储量采出率20.4%. 注水井4 口，开井4 口，平均单井日注12 m3，月注采比1.35，累积注采比1.13. 通过在开发20 年老区优势水驱条带不同位置实施的3 口检查井含水饱和度检测，结果显示主流线方向水驱程度高，侧向水驱动用程度低.

2 物理模拟相似准则推导及应用

从考虑特低渗透油藏中流体非线性渗流特征的基本方程出发，应用检验分析法得到特低渗透油藏水驱油物理模拟需要满足的相似准则有:

其中，π1～π25表示25 个相似准数;xR、yR和zR分别为油藏3 个方向的特征长度;K 为多孔介质的绝对渗透率;Ko为油相渗透率;Kw为水相渗透率;Kcwo为束缚水条件下油相渗透率;Krow为残余油条件下水相的渗透率;Scw为束缚水饱和度;Sro为残余油饱和度;ΔS 为归一化饱和度;Swi为初始含水饱和度;φi为原始状态下孔隙度;g 为重力加速度;ρoi为原始压力下油相密度;ρwi为原始压力下水相密度;μo为油相黏度;μw为水相黏度;Co为油相压缩系数;Cw为水相压缩系数;Cr为岩石压缩系数;σ 为流体界面张力;θ 为流体润湿角;poi为原始状态下油相压力;pwi为原始状态下水相压力;pwf为生产井井底流压;q1为注水井注水量;J(Sw)为J 函数;a 和b 为非线性渗流曲线拟合系数.

为达到实验室条件下模拟油藏生产的需要，要求模型长度相对原型长度缩小. 在井组物理模拟实验中，井组长为700 m，宽532 m. 实验室模型长度最大为50 cm，从而确定长度比尺为1 400 倍，即模型长度比为1 400.由此确定模型宽度为38 cm.

由π10和π11可知，在流体密度和黏度不变情况下，若要满足这两个相似准则，则注水速度比尺应为长度比尺的平方，其值为1.96 ×106. 按井组注水井注水强度40 m3/d 计算，模型注水速度为0.014 mL/min.实验室内可通过高精度驱替泵实现.

由注水速度的定义，可求得时间比尺为长度比尺的立方除以注水速度比尺，其值为1 400，即模型生产1 d，对应油藏生产1 400 d. 由此可得模型预测油藏生产50 年需要约13 d.

由π15、π16和π17可知，若要满足这3 个相似准则，则模型中所有压力应缩小1 400 倍.

π8是反映与毛管力有关的相似准数，在长度比尺和注水速度比尺确定情况下，若想同时满足这一相似准则，需要把油水界面张力缩小1 400 倍. 在不改变油水黏度和密度的情况下，可通过在水中加入高效表面活性剂实现.

至此，在模型与原型采用相同孔隙介质后，长度比尺、压力比尺、注水速度比尺和表面张力比尺可相应确定. 满足了以上25 个相似准则中的22个. 对于π12、π13和π14，在长度比尺和注水速度比尺确定情况下，若想同时满足这3 个相似准则，需要把油相、水相和岩石的压缩系数分别提高1 400倍，实验室条件难以满足.

3 实验模型制作

由于特低渗透储层孔喉细小，用填砂模型无法达到其渗透率尺度，无法满足水驱油物理模拟中重要的相似准数. 因此物理模拟实验模型的制作至关重要. 通过一套评价和筛选方法，本次物理模拟实验采用特低渗透砂岩露头平板模型，并对其均质性、孔隙结构、黏土含量和非线性渗流特征进行评价筛选，选出与实际油田储层物性最为接近的天然砂岩露头平板模型.

3.1 露头模型均质性评价及筛选

从每块特低渗透露头平板上钻取8 块直径为2.5 cm 的小岩芯，其中水平方向4 块，垂直方向4块. 小岩芯钻取位置如图2.

图2 小岩芯钻取位置示意图Fig.2 Core sample drilling position

将从平板露头上钻取的小岩芯进行气测渗透率测量，根据洛伦兹曲线法计算平板模型水平方向渗透率变异系数和竖直方向渗透率变异系数. 渗透率变异系数越小，表明平板露头越均质. 本研究尽量选取较为均质的特低渗透平板露头，以此降低平板露头的非均质性对实验结果的影响.

3.2 孔喉结构筛选

将取自露头平板和实际油田储层的岩样，分别用恒速压汞仪进行喉道半径分布测试，选取与实际油田储层喉道半径分布接近的露头平板作为实验模型. 图3 表明所选取的实验露头模型可较真实地反映实际储层的复杂孔隙结构，在其中进行流体驱替实验能最大程度反映实际油藏中流体的渗流状况.

我校2012级硕士生（非中医）共有23人，前置专业主要为文学、西医学、药学专业，在校攻读专业主要为医史文献、中医临床基础、中西医结合临床、中药学专业。中医及相关专业的本科、研究生教学内容相对于硕士生（非中医）而言，存在内容多、学时少、方剂组成难记、药物配伍意义难理解、方与方主治易混淆、应用变化繁多等问题。要从根本上解决这一问题，需明确教学目的，减少方剂掌握数量，强调方剂的组成与主治证，注重方剂的实用性与实效性。

图3 露头岩样与实际油田特低渗透储层砂岩岩样喉道半径分布对比曲线Fig.3 Throat radius distribution contrast curve between the outcrop core and the actual oilfield ultra-low permeability reservoir core

3.3 黏土样品筛选

黏土矿物含量的高低影响特低渗透油藏的开发效果和注入性. 如果黏土矿物中的蒙脱石含量较高，常表现为水敏强度较高，注水较困难. 用X 射线衍射仪对取自露头平板的岩样和实际油田储层岩样进行黏土矿物含量测试，选择与实际油田储层黏土矿物含量相近的露头平板作为实验模型.

3.4 非线性渗流特征筛选

低渗透储层孔喉细小，比表面积大，这种孔隙结构导致流体在其中流动时受孔壁影响很大，使流体流动中具有启动压力梯度，呈非线性渗流现象.对取自露头平板的岩样和实际油田储层岩样进行渗流曲线的测量，筛选出与实际油田储层非线性渗特征相近的露头作为实验模型.

3.5 模型对储层天然裂缝的模拟

实际油田井组所在储层天然裂缝长0.1 ～6 m，宽0.2 ～20 m，分布在北偏东50° ～60°. 由于天然裂缝尺寸很小，在模型整体尺寸缩小情况下，天然裂缝在模型中很难做到几何相似. 根据数值模拟对井组生产过程历史拟合的结果，可知天然裂缝在井组所在区域对渗透率各向异性的影响程度，在物理模拟中，通过对模型均匀割缝等效模拟天然裂缝的效果.其中模型裂缝分布密度可通过理论计算得到.

4 饱和度测量

将从露头平板上取下的多块岩芯分别饱和油，并通过核磁共振确定其含油饱和度. 测量并记录岩芯电阻率大小，统计测量数据可获得饱和度标定曲线如图4.

图4 饱和度标定曲线图Fig.4 Saturation calibration curve

在平板模型后面布置测量电极，根据以上饱和度标定曲线，测量两电极间的电阻变化，从而获得电阻比值，反算得到含油饱和度，分析驱替前缘和驱替过程.

5 实验装置及步骤

本次井组物理模拟实验在大型露头模型实验系统中进行，该实验是由驱替系统、环压系统、电阻率测量系统、压力测量系统、高压釜、自动开启闭合系统、真空饱和系统、模型及高压釜保护系统组成. 井组物理模拟因需要至少一个完整井组，故需在相对较大的高压釜中进行. 大型露头模型实验系统是专门为大型露头模型的相关实验设计制造的，其可提供的高压环境体积满足现阶段井组物理模拟需要.

井组物理模拟实验按以下步骤进行:①对封装好的模型进行抽真空、饱和地层水，油驱水造束缚水;②按与实际油田井组对应的生产制度进行实验室内井组物理模拟实验，记录油水产量数据，并在驱替的不同时刻测量含油饱和度分布.

6 结果分析

利用上述实验设备对实验过程中模型的饱和度进行监测. 根据测量结果反算模型在不同注水孔隙体积(pore volume，PV)倍数时的饱和度分布，如图5.

图5 驱替不同阶段含油饱和度场图Fig.5 Oil saturation field figure of different flooding stage

从饱和度场可见模型中油相逐渐被采出的过程. 注入水波及具有明显的方向性. 模型水驱达0.16 倍PV 后，井组含水率大于80%，含油饱和度场无较大变化，原来水驱波及部位驱油效率有一定提高，但十分有限，注入水沿优势通道低效、循环驱替严重. 说明不采取增产措施，剩余油很难被波及. 天然裂缝导致井组控制储量波及效果差，高含水期采出率提高幅度小.

从图6 井组生产动态图可见，在井组物理模拟实验中，注入水量到达0.17 倍PV 时(目前油田注水量)，采出率接近17%，此时含水率已达80%，随着驱替的进行，井组含水率一直较高，水驱采油效率低. 通过井组物理模拟实验得到该井组最终水驱采出率为20%. 从物理模拟的生产情况推测，当注入水量到0.17 倍PV 时，若不采取其他增产措施，油田井组将长期处于高含水阶段，采出率提高幅度受限.

从含水率–采出率关系曲线(图7)可见，井组在无水采油期采收率为4%. 4% ～12%的采收率是在含水率小于25%的情况下达到的，之后含水率急增，控水稳产措施可在这一时期实施.

图6 井组生产动态图Fig.6 Dynamic figure of the well group production

图7 含水率-采出率关系曲线Fig.7 Relationship between water ratio and degree of reserve recovery relation curve

井组物理模拟实验中，各采油井生产动态如图8. 对比8 口采油井井组物理模拟实验和油田现场生产动态可知:①W1 井位于主流线侧向，在物理模拟实验中，含水率上升缓慢，长期以较低的含水率采油. 在油田实际生产中，W1 井初期含水上升较为缓慢，但很快含水率上升并发生暴性水淹，究其原因是相邻井组的注水井来水导致;②W2 井位于主流线侧向，在物理模拟实验中，无水采油期较长. 在实际生产中，W2 井见水早且含水率上升较快，这是由于相邻井组的注水井来水导致;③W4井位于主流线侧向，在物理模拟实验中，无水采油期长，含水率上升缓慢. 在实际生产中，W4 井含水上升较快并发生暴性水淹，原因是W4 井位于W1 井附近，两口井连线几乎与天然裂缝发育方向平行，由于W1 井出现暴性水淹，水线延伸使W4井含水率迅速上升;④W6 井在物理模拟实验和油田实际生产中含水率上升规律与累计产油量上升规律相似度较高. 由物理模拟分析可知，虽然W6 井位于主流线侧向，但其距注水井较近，含水率上升较快;⑤W8 井位于主流线侧向，在物理模拟实验中，无水采油期较长. 在油田实际生产中，W8 井见水早且含水率上升较快，究其原因是相邻井组的注水井来水导致;⑥W9 井位于主流线侧向，在物理模拟实验中，无水采油期最长，累计产油量最高. 在油田实际生产中，W9 井在开发初期就发生暴性水淹，是由于相邻井组的注水井来水导致;⑦W3 井和W7 井在物理模拟实验和油田实际生产中含水率上升规律，及累计产油量上升规律高度相似，生产一段时间后迅速见水并暴性水淹.

图8 井组物理模拟实验8 口采油井生产动态图Fig.8 Dynamic figure of eight production wells in the well group physical simulation experiment

沿裂缝方向的两口采油井实验生产规律与油田实际生产中的规律高度相似，反映了有微裂缝存在的特低渗透油藏，注入水易沿主向突进，侧向见效差，水驱波及效果差的生产特征. 在主流线侧向，生产井见水主要是由于其通过天然裂缝与相邻井组注水井沟通所致.

结 语

综上可知:①本研究推导了考虑特低渗透油藏中流体的非线性渗流特征的水驱油物理模拟相似准则，为油田井组的物理模拟提供了理论借鉴;②根据相似理论的要求进行了天然砂岩露头平板模型的筛选，除常规的孔隙度、渗透率相似外、还从微观孔隙结构、黏土矿物含量和非线性渗流特征方面对平板模型进行了筛选;③通过实际油田井组的平板模型实验，再现了油田现场生产过程，实验结果反映了有微裂缝存在的特低渗透油藏，注入水易沿主向突进，侧向见效差，水驱波及效果差的生产特征. 从实验角度分析了实际油田井组几口油井的见水来源，为油田现场试验区中高含水期开发调整提供了实验依据，为天然裂缝发育的特低渗透油藏井网部署提供了理论支持.

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