特低渗油藏非稳态周期注水机理及应用

康胜松 肖前华 高峰 党海龙 关蕾

1. 陕西延长石油(集团)有限责任公司；2. 重庆科技学院石油与天然气工程学院；3. 中国石油长庆油田分公司采气六厂

延长油田长6 油藏主要为低孔低渗油藏，储层微裂缝较发育，在注水开发过程中易沿裂缝方向发生窜流，导致注入水波及体积不足，水驱采收率降低。如何增大注水波及系数，提高水驱采收率已成为延长特低渗油藏注水开发的难点问题。随着渗吸作用研究及认识的不断发展，业内学者普遍认为，在注水过程中，渗吸作用可将剩余在基质中的部分原油置换出来，从而提高水驱采收率［1-3]。为充分发挥渗吸作用，减弱水窜现象，增强注水波及体积，应该合理控制注水方式、优化注水参数。

在20 世纪初，国外学者就已经开始对渗吸机理进行了探索和研究。Lucas 和Washburn 等学者率先推导出了L-W 渗吸方程［4-5]；Mattax 和Kyte 等学者对渗吸方程进行了重新定义［6]；Bourbiaux 等学者提出了顺向渗吸和逆向渗吸是裂缝-孔隙型双重介质水驱油过程中存在的2 种渗吸方式［7]。近年来,国内学者也通过实验对渗吸机理和渗吸影响因素做了广泛的研究。朱维耀等认为介质的润湿性差异会影响渗吸效果［8]；王家禄等提出初始含水饱和度对渗吸效果影响明显，在渗吸过程中存在一个最优驱替速度［9]；Xu 等研究了低渗透油藏中渗吸提高采收率的机理，认为降低界面张力与改变润湿性是渗吸作用提高采收率的主要原因［10]；Wang 等通过引入毛管力参数，对渗吸进行了有效表征［11]。高涛等通过核磁测试实验对致密油藏渗吸采油机理进行了研究，结果表明渗吸驱油效率可达15%以上，且认为注水吞吐可以充分发挥渗吸作用，其增油效果显著［12]。屈雪峰等利用核磁共振研究了鄂尔多斯盆地长7 致密油储层岩心的渗吸过程，研究结果为致密油注水吞吐开发、提高裂缝性水湿油藏的采收率提供理论基础［13]。王香增等建立了考虑渗吸作用的非线性油藏数值模拟方法［14]。

根据延长油田长6 组储层特征，进行了自发渗吸模式判别，通过静态渗吸实验对渗吸的影响因素进行分析，利用考虑渗吸作用和动态裂缝的数值模拟方法对X 区块周期注水参数进行优化，形成了适用于延长油田长6 储层的非稳态周期注水方式，为该类油藏的有效注水开发提供了新的思路。

1 自发渗吸模式判别

Schetcher 等学者［15-16]提出了渗吸的判别参数NB-1。当NB-1大于5 时，渗吸模式为逆向渗吸；当NB-1小于1 时，渗吸模式为同向渗吸；当NB-1的值在1～5 之间时，同向渗吸和逆向渗吸共同发挥作用。NB-1表达式为

式中，NB-1为渗吸判别参数；C 为多孔介质形状参数，圆形毛管C 取0.4；σ 为油水界面张力，mN/m；φ 为基质孔隙度；K 为基质渗透率，10-3μm；ρw，ρo分别为水相、油相的流体密度，g/cm3；H 为多孔介质高度，cm。

计算延长X 区块4 块岩心的判别参数NB-1，得出NB-1值主要分布区间为1.02～486.78(表1)，可见渗吸作用均能正常发生，且渗吸类型以逆向渗吸为主。

2 自发渗吸影响因素研究

为了研究各因素对渗吸作用的影响，为特低渗油藏注水渗吸开发提供理论基础及参数优化依据，进行了静态渗吸实验。

2.1 实验样品选取

实验用油选取5 号白油(与延长油田原油相关系数相近)，其平均密度为0.849 g/cm3，地面平均动力黏度为6.22 mPa · s，平均凝固点为7.4 ℃。依据延长油田地层水历史资料，配置了矿化度为91 g/L的渗吸液。实验岩心选自延长油田X 区块长6 储层，具体岩心样品参数见表2(润湿角均为30°，含水饱和度均为40%)。

2.2 实验步骤

静态渗吸实验流程如下：(1)将岩心编号后依次测量其几何尺度(长度和直径)并记录。(2)将岩心中残留的杂质(原油、沥青等)反复清洗，待清洗液颜色不随清洗而变化为止。(3)将洗干净的岩心放置高温下持续烘烤8 h 以上，待其冷却干燥后反复称重，当连续2 次的质量差低于0.01 g 时，取平均值为岩心干重。(4)岩心烘干称重后，对其基本实验参数进行测量。(5)制造不同条件下的渗吸样品，将岩心侵入含水烧杯中，使水完全淹没岩心，浸泡一段时间，排出岩心中的气体；然后将饱和水的岩心放入岩心加持器中，以一定的驱替速率进行驱替，制造不同含水饱和度下的岩心。(6)进行渗吸实验。将该岩心悬挂于分析天平，完全侵没于测试液体中，进行渗吸实验，此时岩心随时间延长而发生的质量变化会通过数据传输系统记录在电脑上，该实验进行到岩心质量不再增加为止。

渗吸采出程度的计算表达式为

式中，R 为t 时刻岩心的静态渗吸采出程度；Δm 为时刻岩心质量变化值，g；Vo为岩心中饱和油的体积，cm3。

2.3 自发渗吸影响因素分析

如图1 所示为自发渗吸影响主控因素。图1(a)说明渗透率在(0.052～0.503)×10-3μm2区间，渗透率越大，渗吸速度越快，渗吸驱油效率越高；图1(b)说明孔隙度对渗吸作用的影响与渗透率一致，孔隙度在5.22%～11.02%区间，岩心孔隙度越大，渗吸速度越大，渗吸驱油效率也越大并成较好的线性关系；图1(c)说明含水饱和度越高，渗吸驱油效率越低。原因是随着含水饱和度增加，毛管压力减小，渗吸作用力减弱；图1(d)说明渗吸驱油效率与界面张力一定程度上(实验区间内)成反比关系，随着界面张力减小，渗吸驱油速度和驱油效率逐渐增大，符合逆向渗吸规律。岩心浸入饱和模拟油以后完全浸泡在水里，渗吸过程是水从小孔隙进入、油从大孔隙渗出，此时界面张力对毛管力的影响相对较弱。界面张力的降低使油水渗流能力占主导地位，表现为随着界面张力降低渗吸驱油效率增加。在含油饱和度较高的特低渗油藏开发中，采取周期注水、注水吞吐，且加入表面活性剂适当降低界面张力、增加润湿性，是一种有效提高渗吸效率的开发方式。

3 非稳态周期注水应用

文献［15]建立了考虑渗吸作用的非线性油藏数值模拟方法，其渗吸速度模型为

式中， vi为渗吸速度，m/s；a，n 为渗吸速度修正系数；S 为流体含水饱和度；L 为毛管长度，m；Lt为t 时刻油水两相接触位置，m；t 为时间，s；μw，μo分别为水相、油相的流体黏度，Pa · s。

图 1 渗吸影响因素分析Fig. 1 Analysis on the influence factors of imbibition

如图2 所示为研究区域的三维地质模型。地质模型中考虑了人工压裂措施对油井周围油层渗透性的改造，人工裂缝采取嵌入式网格模块，如图3 所示。数值模拟工作制度以生产井定井底压力0.2 MPa生产，模拟时间为15 年，对非稳态注水周期及注采比进行优化。

图 2 三维地质模型Fig. 2 3D geologic model

图 3 人工裂缝模型Fig. 3 Hydraulic fracture model

模拟结果如图4 所示。如图4（a）所示，方案设计了6 种不同注水周期，通过含水率与采出程度曲线对比，注20 d停30 d 非对称型注水方式效果最好，在相同的采出程度下，含水率上升速度最慢，有利于采收率的提高。如图4（b）所示，同样设计了注采比分别为0.4、0.5、0.6、0.7、0.8、0.9、1.0、1.1、1.2、1.3、1.4 的注水方案，通过对比生产15 年后不同注采比下的水驱采出程度，得出最佳注采比在1.0～1.2 左右使得采出程度最高。

试验区针对性开展了适度温和注水现场试验。延长油田X 区块，主力油层为长6，平均油藏埋深1 346 m，原始地层压力为8.88 MPa，目前地层压力为5.34 MPa，饱和压力为2.03 MPa，平均储层孔隙度为8.78%，平均有效渗透率为0.98×10-3μm2，原始含油饱和度为42.2%，综合压缩系数为2.29×10-4MPa-1，水力压裂裂缝半长为90～120 m，原油密度为0.86 g/cm3、黏度为7.39 mPa · s(50 ℃)。根据前期室内实验、数值模拟、油藏工程理论及同类油藏类比，确定试验区适度温和注水期间，年注采比控制在1.0～1.2、注水量控制在8～12 m3/d，采用注20 d 停30 d 非稳态周期注水方式。

图 4 周期注水数值模拟参数优化Fig. 4 Optimization of cyclic waterflooding parameter by means of numerical simulation

应用非稳态适度温和注水于X 区块实验区，开发效果提升显著。单井平均日产油由0.54 t/d 上升到0.63 t/d，综合含水由70%下降到66.8%，增油降水效果明显，在现有井网和技术政策条件下，预测最终采收率可达20%，可提高采收率2.5%～3.5%。

4 结论

(1)延长油田特低渗油藏自发渗吸模式以逆向渗吸为主。储层物性对渗吸驱油影响显著，其中孔隙度、渗透率越大、含水饱和度越低，越有利于渗吸速度和渗吸驱油效率的提升；在一定范围内适当降低界面张力对渗吸驱油效率有明显提升作用。

(2)特低渗油藏注水开发存在0.9～1.1 的最佳注采比，通过优化注水周期可以控制含水率的上升；与连续注水开发对比，非稳定周期注水可提高采收率2.5～3.5 百分点，对延长同类油藏的注水开发方式优化具有重要借鉴意义。

(3)非稳态周期注水在延长油田的应用见效率约65%，为更好地发挥特低渗储层渗吸作用，改善注水开发效果，下步建议将非稳态周期注水与微纳米球聚合物调剖调驱、渗吸表面活性剂驱油技术相结合应用。