采油速度对不同黏度均质油藏水驱特征的影响

赵伦，陈希，陈礼，曹仁义，张祥忠，刘佳，单发超

（1.中国石油勘探开发研究院；2.中国石油大学（北京））

采油速度对不同黏度均质油藏水驱特征的影响

赵伦1，陈希1，陈礼1，曹仁义2，张祥忠1，刘佳2，单发超1

（1.中国石油勘探开发研究院；2.中国石油大学（北京））

基于均质油藏水驱油物理模拟实验，研究不同黏度均质油藏在不同采油速度下的水驱特征。低黏度油藏（黏度小于5 mPa·s）水驱波及均匀，流线粗。随采油速度的提高，注水沿油层底部突进减弱，纵向波及更均匀，油层顶、底面波及系数差异减小。低黏度油藏高速开发无水期采出程度明显高于低速开发，含水上升速度低于低速开发，适宜高速开发模式。中高黏度油藏（黏度5～50 mPa·s）水驱过程中注入水表现出明显的指进现象，水驱流线细，水驱波及不完全，流线间波及程度弱，油层顶、底面波及系数差异大。随采油速度的提高，中高黏度油藏水驱流线更细，波及更不完全，油层顶、底面波及系数明显降低。中高黏度油藏高速开发见水时间短，无水期采出程度明显低于低速开发，含水上升速度高于低速开发，不适合高速开发。图14参12

水驱油实验；均质油藏；原油黏度；采油速度；水驱规律；注入水波及特征；高速开发适应性

0 引言

世界上砂岩油田众多，是原油产量的主要来源，砂岩油田开发速度相差较大，既有采油速度低于1%的油田，也有大于8%甚至更高的油田[1-3]。影响开发速度的因素很多[4-5]，有油藏地质的因素，也有油田开发管理以及开发策略的因素[6-7]，但油藏地质条件是最根本的因素。在地质条件（储集层渗透率、非均质性）相似的情况下，原油黏度是影响合理开发速度的主要因素[8-10]。本文以物理模拟实验为基础[11-12]，对比不同黏度均质油藏在不同采油速度下的水驱特征，讨论水驱速度对开发效果的影响，明确不同黏度油藏高速开发适应性。

1 物理模拟实验装置及流程

实验模型尺寸：长50 cm，宽50 cm，厚3 cm，装置见图1。该装置顶、底为有机玻璃，便于全程监控实验过程中的流体运动规律，中间充填0.093～0.250 mm石英砂，孔隙度30%，渗透率2 000×10-3μm2。实验用注入水黏度为0.5 mPa·s（25 ℃）。考虑到油水黏度比是影响水驱特征的重要因素，实验使用煤油配制黏度为0.5 mPa·s（低黏度）和10 mPa·s（中高黏度）的原油。为保证煤油分布均匀，饱和油过程采用湿填饱和法，即在填砂之前将油水按照一定的比例（根据石英砂所形成的孔隙度计算）与石英砂充分混合。在模型的4个角设置1口注水井和3口采油井模拟四分之一的反九点井网。为保证水驱油过程的可视化效果，将注入水用苏丹红染色。采油井采用定压生产，实验流程见图2。

具体实验步骤为：①用一定黏度原油饱和石英砂，然后填注模型；②以一定速度从注水井注水，3口油井定压采油；③分别记录注水量和3口采油井采油量、采液量，含水率达到100%时实验结束。

按上述实验流程，分别对黏度为0.5 mPa·s、10.0 mPa·s的原油以0.9 mL/min（采油速度1%）、3.5 mL/min（采油速度4%）注水速度进行水驱油实验。上述每组实验均重复多次，得到相近的实验结果和规律。对实验数据整理后进行分析，确定不同黏度原油油藏在不同水驱速度下的水驱特征。

图1 物理模拟实验装置图

图2 物理模拟实验流程图

2 低黏原油水驱实验特征

低黏原油黏度为0.5 mPa·s，与注入水黏度相当，油水流度比为1，水驱油过程近似活塞式驱油，水驱流线比较粗，前缘推进均匀（见图3），水驱波及范围较完全，剩余油主要分布在未波及区域。

图3 低黏度均质油藏1%采油速度下不同采出程度顶、底面注入水波及形态

在1%采油速度下，注入水主要沿底部优先驱替，底部水侵量大，导致纵向上顶、底面波及程度差异明显（见图3）。开发早中期，随采出程度的提高，顶、底面波及系数均提高，但两者的差异增大：采出程度6%时，顶、底面波及相差9%；当采出程度提高至29%时，顶、底面波及系数相差54%。在高采出程度、高含水阶段，顶、底面波及系数差异逐渐减少，采出程度61%时，顶、底部波及系数相差19%（见图4）。

图4 低黏度均质油藏1%采油速度下不同采出程度顶、底面注入水波及系数对比

当采油速度提高至4%时，顶、底面波及系数差异比1%采油速度时明显减小（见图5、图6）。在采出程度5%时，顶、底面波及系数分别为7%和8%，顶、底面波及系数相近。随着采出程度的提高，顶、底面波及系数均不同程度提高，并且顶、底波及系数差异逐渐增大，至采出程度60%时，顶、底面波及系数相差11%。

对比不同采油速度下波及特征（见图7）可见，高速开发过程中，顶、底面波及系数的差异随采出程度的提高而增大。而低速开发在初期顶、底面的差异随采出程度的提高而增大，中后期随采出程度的提高而逐渐减少。但在相同采出程度时，高速开发时顶、底面波及系数差异都明显低于低速开发，高速开发条件下，波及更均匀。

图5 低黏度均质油藏4%采油速度下不同采出程度顶、底面波及形态

图6 低黏度均质油藏4%采油速度下不同采出程度顶、底面注入水波及系数对比

对比低黏度油藏不同采油速度含水上升规律（见图8）可见，高速开发见水时间短，但无水期采油量大，无水期采出程度为41%，低速开发无水期采出程度为34%。从含水率与采出程度的关系分析，高速开发表现为早中期含水上升速度慢，而中后期含水上升快；而低速开发早中期含水上升速度快，后期含水上升速度相对较慢。

图7 低黏度均质油藏不同采油速度下顶、底面波及系数差异对比

图8 不同黏度均质油藏不同采油速度下含水率与采出程度关系

3 中高黏度原油水驱实验特征

黏度为10 mPa·s原油水驱实验结果表明，中高黏度油藏在水驱过程中注入水波及呈明显的指进现象，流线较细。与低黏度油藏相比，其水驱前缘推进速度更快。但在注入水波及范围内，波及不完全，流线间波及程度弱（见图9）。

采油速度为1%、低采出程度时顶、底面波及系数差异较小，在采出程度5.2%，含水43%时，顶、面波及系数相差16.3%；随采出程度和含水率增加，顶、底面波及系数差异逐渐增大，至采出程度45.4%，含水89.4%时，顶、底面波及系数相差32.2%（见图10）。

当采油速度提高至4%时，注入水黏性指进现象更明显，流线更细，水驱波及前缘推进更快（见图11）。注入水主要沿底部突进。采出程度从5%提高至45%，顶面波及系数变化不大（由6.7%提高至10.4%），底面波及系数从20.2%提高到43.3%（见图12）。对比图10、图12，在相同采出程度下，高速开发顶、底面波及系数均低于低速开发。但不同采油速度下，相同采出程度时顶、底面波及系数差异相近。

图9 中高黏度均质油藏1%采油速度下不同采出程度顶、底面注入水波及形态

图10 高黏度均质油藏1%采油速度下不同采出程度顶、底面注入水波及系数对比

对比中高黏度油藏不同采油速度含水上升规律（见图8）可见，高速开发见水时间短，无水期采油量也低，无水期采出程度为1%，而低速开发无水期采出程度为12%。见水后高速开发含水上升速度明显快于低速开发。在相同采出程度下，高速开发含水明显高于低速开发。

4 不同原油黏度均质油藏不同采油速度下驱替规律

由以上实验可以看出，不同黏度原油水驱特征明显不同，并且水驱特征受驱替速度的影响也不同。

首先原油黏度是影响水驱特征的根本因素。低黏度原油油水黏度相当，水驱油过程为活塞驱油，水驱流线较粗，驱油效率相对较高，波及比较均匀，水驱前缘推进速度相对较慢，波及范围内水驱效果好。而中高黏度原油油水流度比高，水驱油指进现象明显，水驱流线细，水驱前缘推进速度快，在波及范围内波及不完全，驱油效率低。因此，在同一采油速度下，采出程度相同时，中高黏原油油藏水驱波及范围更大，在水驱波及范围内距离注水井相同位置处剩余油饱和度相对更高（见图13），其含水上升也更快，无水期采出程度明显低于低黏度油藏（见图8）。

图11 高黏度均质油藏4%采油速度下不同采出程度顶、底面波及形态

图12 高黏度均质油藏4%采油速度下不同采出程度顶、底面波及系数对比

图13 采油速度1%、相同采出程度（15%）时不同黏度原油平面水驱波及特征

因此，原油黏度是决定油藏能否采用高速开发的一个重要因素，原油黏度越低，越容易实现高速开发，并可获得较好的开发效果。世界上200余个砂岩油田统计表明（见图14），油田高峰采油速度随地层原油黏度的降低而增加[1]。

其次，驱替速度也影响水驱特征，并且对不同黏度原油的影响有差异。低黏度原油在低速开发时，注入水波及受重力的影响较大，底部优先波及，注入水沿底面突进快，因此其顶、底波及系数差异大，含水上升较快。随驱替速度的增加，水驱波及前缘受重力的影响相对变小，纵向上水驱波及更均匀，顶、底面波及差异也随之变小。在相同采出程度时，高速水驱注入水波及系数更大，因此其注入水突进更慢，在采出程度与含水率关系上表现为含水率上升更慢，无水期采出程度高（见图8）。因此，低黏度油藏高速开发效果明显好于低速开发，适宜采用高速开发模式；而中高黏度原油油藏油水流度比相对较大，随驱替速度的增加，注入水指进现象严重，注入水突进更快，因此其波及系数也越低，油井含水上升更快，无水期采出程度反而变低（见图8）。对中高黏度油藏而言，高速开发含水率上升更快，开发效果更差，因此中高黏度油藏不适合高速开发模式。

图14 砂岩油田采油速度与原油黏度分布频率统计

5 结论

地层原油黏度是决定油藏能否实现高速开发的一个重要条件。均质油层物理模拟实验表明，不同原油黏度油藏在不同采油速度下表现出不同的水驱特征。

低黏度均质油藏（黏度小于5 mPa·s）水驱波及均匀，流线粗。随采油速度的提高，注入水波及受重力影响变小，沿底部突进减弱，纵向波及更均匀，油层顶、底面波及系数差异减小。

中高黏度均质油藏（黏度5～50 mPa·s）水驱过程中注入水表现出明显的指进现象，水驱流线细，水驱波及范围内，波及不完全，流线间波及程度弱。随采油速度的提高，水驱流线更细，波及不完全，油层顶、底面波及系数明显降低。

低黏度均质油藏高速开发无水期采出程度明显高于低速开发。高速开发表现为早、中期含水率上升速度慢，而中后期含水率上升快。低速开发早、中期含水率上升速度快，后期含水率上升速度相对较慢。总体上，低黏度均质油藏适宜采用高速开发模式。

中高黏度均质油藏高速开发见水时间短，无水期采出程度明显低于低速开发。油层见水后高速开发条件下含水率上升速度明显快于低速开发，在相同采出程度下，高采油速度开发含水率明显高于低速开发。因此中高黏度均质油藏不适合高速开发模式。

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（编辑 郭海莉）

Effects of oil recovery rate on water-flooding of homogeneous reservoirs of different oil viscosity

Zhao Lun1,Chen Xi1,Chen Li1,Cao Renyi2,Zhang Xiangzhong1,Liu Jia2,Shan Fachao1
(1.PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration &Development,Beijing 100083,China;2.China University of Petroleum (Beijing),Beijing 102249,China)

Based on physical simulation of water-flooding homogeneous reservoirs,the water-flooding characteristics of homogeneous reservoirs with different oil viscosity are examined at different oil recovery rate.Reservoirs with low-viscosity (＜5 mPa⋅s) oil can be evenly swept,with thick streamline.With increasing oil recovery rate,water rush weakens along the reservoir bottom and sweeps the reservoir more evenly in the vertical direction;and the sweep efficiency difference between top and bottom of the reservoir decreases.In high-rate development of the low-viscosity oil reservoir,the water-free recovery percent is significantly higher than that in low-rate development,and the rising velocity of water cut is lower than that under low-rate development,which proved that such reservoirs are suitable for high-recovery-rate development.For reservoirs with medium-high viscosity (5-50 mPa⋅s) oil,the injected water fingers significantly in the water-flooding process,with thin streamline,the coverage is not swept completely,especially in area between streamlines,the sweep efficiency difference between top and bottom is great.As the oil recovery rate increases,the streamline becomes thinner,the coverage becomes more incomplete,and the sweep efficiency of top and bottom both decreases.Medium to high-viscosity oil reservoirs developed at high rate have a short water breakthrough time,and the recovery percent in the water-free period is much lower than that in low rate development,and the rising velocity of water cut is higher than that under low-rate development,so high-rate development is not adaptable for medium-high viscosity reservoirs.

water-flooding experiment;homogeneous reservoir;oil viscosity;oil recovery rate;water-flooding law;injected water sweep characteristics;high-rate development adaptability

中国石油天然气集团公司重大专项（2011E-2506）

TE326

A

1000-0747(2015)03-0352-06

10.11698/PED.2015.03.12

赵伦（1970-），男，重庆南川人，博士，中国石油勘探开发研究院高级工程师，主要从事油藏描述、油田开发方面的研究工作。地址：北京市海淀区学院路20号，中国石油勘探开发研究院中亚俄罗斯研究所，邮政编码：100083。E-mail：zhaolun@cnpcint.com

2014-06-18

2015-04-24