稠油油藏边水推进规律物理模拟实验

2014-11-28冯其红韩晓冬陈先超周文胜

油气地质与采收率 2014年5期

冯其红，李尚，韩晓冬，陈先超，张伟，任熵，周文胜

（1.中国石油大学（华东）石油工程学院，山东青岛266580；2.中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海油田勘探开发研究院，天津300452；3.中海石油研究中心，北京100027）

在边水活跃的稠油油藏开发过程中，因边水侵入而导致油井含水率上升快、采收率低，严重影响了油藏开发效果［1-3］。近年来，中外学者对边水油藏通过理论分析和油藏数值模拟方法进行研究，总结出边水稠油油藏水平井开发技术［3-6］、水淹规律［7-8］及剩余油分布模式［9］，但对边水稠油油藏不同井型条件下开采效果的物理模拟研究较少。笔者根据稠油油藏地质及开发特征，通过建立二维可视化物理模型，在储层均质及非均质条件下，对单直井、双直井和单水平井3种不同井型开采边水稠油油藏时边水推进规律及其对剩余油分布的影响进行研究，以期为稠油油藏合理利用边水提供理论基础，为该类油藏在高含水期剩余油挖潜提供理论支持。

1 物理模型

1.1 模拟装置

稠油油藏二维物理模拟装置由平面冷光源、二维可视化物理模型、流体驱动系统、一体化高清摄像机、温度和压力传感器组以及数控采集、光谱分析系统等构成（图1）。采用多组平面冷光源控制照明，改变其照明面积和亮度，同时平面冷光源不会影响模型的温度变化；一体化高清摄像机安装在机器人小车上，通过遥控可实现前后行走、左右转弯、摄像机旋转跟踪及光学变倍等的拍摄；温度和压力传感器组以及数控采集、光谱分析系统主要是采用数字式的温度压力自动显示控制，通过数字接口显示和控制模拟储层的温度与压力的变化，设计采用二次仪表，最大温控范围为常温至150℃，压力是根据模型的承压能力所决定的。

图1 稠油油藏二维可视化物理模拟装置

1.2 模型制作及类别

稠油油藏二维可视化物理模型是模拟装置中最重要的组成部分。其制作与一般驱替装置所用的物理模型有很大不同，不是将不同规格的砂按要求简单填充，而是采用了一种近似印刷的技术，形状结构和制备方法具有自主知识产权［10］。该模型由玻璃间填砂，边沿用环氧树脂密封而成，底部两侧有边水入口，油井设在模型顶部。

根据绥中36-1油田地质和开发特征设计制作了二维可视化物理模型。设计了储层均质及非均质2种情况下的单直井边水稠油油藏模型、双直井边水稠油油藏模型和单水平井边水稠油油藏模型。

2 实验步骤

为了清楚地观察边水推进规律，边水油藏驱替实验中采用染色润滑油模拟现场稠油，模拟原油20℃时粘度为160～330mPa·s，模拟储层渗透率为1 000×10-3～5 000×10-3μm2，驱替流速为0.2 mL/min。

实验步骤主要包括：①根据实验测试内容准备好驱替液（地层水）和模拟油等，模拟油的流变特性要与现场原油相符合。②仿真模拟油藏抽真空饱和水。将物理模型固定于实验装置上并连接好进排管路，关闭排液阀，开启真空泵观察物理仿真模型是否漏气，无漏气时连续抽30～100 min后，放开排液阀，使水反向饱和于物理模型；模型充分饱和水后，关闭并卸下真空泵，同时关闭排液阀和排空阀，检查模型内是否有气泡，如有气泡则重新饱和水，没有气泡则模型饱和水过程结束。③模型饱和油。通过操作系统控制，打开驱替管路阀和排液阀，调好泵流量并运行，用油驱水，直至出口含油率达到100%，停泵。④边水驱替。更换驱替液，调好泵速开始水驱油。⑤边水突破后含水率大于98%时停止，实验中的截图经图像量化后可以得到采出程度。

3 实验结果及分析

3.1 单直井边水稠油油藏模型

单直井边水稠油油藏边水推进实验结果（图2）表明：边水突破时，储层均质的稠油油藏采出程度为29.7%，储层非均质的稠油油藏采出程度为36.4%。

从图2可以看出，单直井开采储层均质的边水稠油油藏时，初始阶段边水呈线状均匀向前推进，并且沿离油井最近的油水界面快速向油井突进；当油井见水后，边水向油井推进的速度明显变小。边水突破时有一定的突进角，驱替特征表现为采出程度高、剩余油饱和度低，剩余油主要富集于水驱波及轮廓外。

图2 单直井边水稠油油藏边水推进实验结果

单直井开采储层非均质的边水稠油油藏时，初始阶段边水呈分岔状不均匀向上推进，并且沿填砂模型高渗透区突进，有小部分侵入低渗透区，侵入速度相对较缓；离油井越近，边水突进速度越大，剩余油主要富集于水驱波及轮廓外和波及轮廓内的低渗透区。

3.2 双直井边水稠油油藏模型

双直井边水稠油油藏边水推进实验结果（图3）表明：边水突破时，储层均质的稠油油藏采出程度为59.8%，储层非均质的稠油油藏采出程度为47.4%。

图3 双直井边水稠油油藏边水推进实验结果

从图3可以看出，双直井开采均质边水稠油油藏时，初始阶段边水呈线状均匀向上推进，并且沿离2口油井最近的油水界面呈凸起状向油井突进，凸起界面处突进速度最快；边水突破时，剩余油主要富集于突进角外。

双直井开采非均质边水稠油油藏时，边水不均匀向前推进，主要沿填砂模型渗透率高的区域突进；边水突破时，高渗透区采出程度大于低渗透区，剩余油主要富集于低渗透区。

3.3 单水平井边水稠油油藏模型

单水平井边水稠油油藏边水推进实验结果（图4）表明：边水突破时，储层均质的稠油油藏采出程度为49.7%，储层非均质的稠油油藏采出程度为35.5%。

从图4可以看出，单水平井开采储层均质边水均质稠油油藏时，边水均是沿压力梯度最大处向油井推进，其采出程度分别为29.7%和49.7%，对于边水稠油油藏水平井相对于直井具有更好的开采效果。储层均质油藏的边水沿压力梯度最大处向油井推进；储层非均质油藏的边水主要沿压力梯度最大和高渗透区推进。稠油油藏时，初始阶段边水向水平井均匀推进，并且向水平井根端突进加快，同时靠近指端的边水也向前推进，但其推进速度相对较慢；由于水平井根端生产压差较大，边水主要沿根端突进，剩余油主要富集于井口的远端。