油水黏度比对油藏注水开发效果的影响

倪 俊，徐 波*，王 建，王 瑞，宋 婷，刘 甜，高鑫鑫

(1.西安石油大学石油工程学院，西安 710065；2.陕西省油气田特种增产技术重点实验室，西安 710065；3.中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院，东营 257015)

多层非均质油藏在笼统注水开发时，注入水纵向驱替不均衡，层间矛盾突出，油田开发效果较差。平均渗透率、层间渗透率差异、流体性质差异、含水率差异、压力差异以及开发层数等是影响多层合采油藏水驱效果的主要因素[1-2]。

中外学者就地层流体性质对油藏注水开发效果的影响做了大量研究[3-10]。文华[3]、李涛等[4]、关富佳等[7]、Rosado等[8]通过数值模拟手段研究了油水黏度比对油藏水驱波及面积、采出程度的影响，研究发现油水黏度比越大，注入水指进现象越明显，水驱的波及面积越小，原油的采出程度越低，水驱效果越差；王守龙等[5]、Aboujafar等[9]通过实验室岩心驱替实验研究了油水黏度比对油水相渗曲线的影响，研究发现随油水黏度比的增大，油相、水相的相对渗透率均大幅降低，束缚水和残余油饱和度增大，等渗点的含水饱和度左移。油水黏度比对残余油饱和度和最终采收率有很大影响，油水黏度比越大，油藏残余油饱和度越大，原油的最终采收率越低；徐庆岩等[6]利用特低渗透油藏渗流理论建立理论模型研究了原油黏度对于水驱前缘推进速度的影响，研究发现随着地层原油黏度的增大，储层的注水推进速度逐渐变慢，且其降幅逐渐变缓；余华杰等[10]研究了储层物性相近时，层间原油黏度差异对于油藏开发效果的影响，研究认为低黏度层干扰高黏度层原油的产出。张凯等[11]在室内岩心实验研究发现，多层合采时，当层间原油黏度级差为3时，高黏层流量非常小，甚至不出油；李玉红等[12]基于油藏数值模拟方法和层次分析理论，研究储层渗透率级差、原油黏度级差、地层压力级差、油层厚度及采油速度等因素对油藏采收率的影响，发现各影响因素级差越大，层间矛盾越严重，油藏采收率越低；缪飞飞等[13]通过水驱油物理模拟实验及数值模拟研究发现，当渗透率级差、黏度级差大于3时，层间干扰明显增强，驱油效果变差。

虽然中外学者就流体性质对油藏水驱开发效果的影响做了大量研究，但是关于层间流体差异的影响主要是通过对比采出程度进行研究。现以油水黏度比为研究对象，以P区块为基础建立机理模型，从剩余油分布、波及系数、驱油效率以及采出程度等多个方面研究流体性质对多层合采油藏注水开发效果的影响，并确定合理的层间油水黏度比级差界限，对于类似油田的高效开发具有一定指导意义。

临盘油田P区块为典型的三角形封闭断块油藏，含油面积为0.11 km2，地质储量为18.7×104t，为中孔中渗常温常压断块层状油藏。油藏断裂系统复杂，含油面积小，注采井距小，纵向含油小层多。目前断块井网形式为一注两采，累计产油2.78×104t，含水率为84.6%，采出程度为14.8%。主要存在问题有含水率快速上升、注采波及面积小，采出程度低、纵向层间干扰严重、动用程度差异大。

1 模型建立

图1 油藏模型Fig.1 The reservoir model

应用CMG数值模拟软件黑油模块，建立多层油藏一注两采水驱机理模型，如图1所示。模型网格数为76×77×3=17 556，其中有效网格数为3 844×3=11 532。平面网格尺寸为10 m×10 m，纵向上3个小层厚度均为3 m。模型孔隙度为30%，原始地层压力为15.96 MPa，水平方向渗透率为100×10-3μm2，垂向渗透率为水平渗透率的0.1倍，油藏初始含油饱和度为75%。

2 模拟结果分析

采用级差法研究层间油水黏度比级差对油藏注水开发的影响。首先设定一个油水黏度比值最小的标准层，然后按不同的级差确定对比层的油水黏度比值，其余层按照最小值和最大值依次等比例插值[14]。通过油藏数值模拟计算得出不同油水黏度比级差下标准层和对比层的剩余油分布、渗流场、波及系数以及采出程度的变化，研究油水黏度比变化对油藏开发效果的影响。

为研究各小层不同油水黏度比对油藏笼统注水开发效果的影响，在上述地质模型的基础上，建立标准层油水黏度比值为10，黏度比级差分别为1、2、3、4、5、6的机理模型6个。所有模型均采用定液量的工作制度生产50 a，具体模型的各小层油水黏度比取值如表1所示。

表1 不同油水黏度比级差下油藏各小层的油水黏度比Table 1 Oil-water viscosity ratio of each reservoir layer under different oil-water viscosity ratio differential

表1中，第1层即为标准层，其油水黏度比固定为10，第5层为对比层，其油水黏度比值依据级差大小而设置，第3层则根据标准层和对比层油水黏度比值大小，按照等比例插值的原则确定对应的油水黏度比值，第2层和第4层设置为层间隔层。

2.1 剩余油分布特征

通过分析油水黏度比级差分别为1、3、6这3种情形下油藏的剩余油分布特征来研究油水黏度比对油藏注水开发效果的影响。

含油饱和度场反映了油层平面上剩余油分布状况。不同油水黏度比级差条件下油藏定液量生产50 a后各层的含油饱和度场分布如图2所示。图2中Well-3代表注入井，Well-1、Well-2代表采出井，蓝色部分代表低含油饱和度(0～25%)，浅蓝色色部分代表较低含油饱和度(25%～45%)，浅绿色部分代表中含油饱和度(45%～60%)，绿色部分代表高含油饱和度(60%～80%)。从图2中可以看出，注水井与主流线区域含油饱和度最低，剩余油主要分布在边角部位，油水黏度比变化对剩余油分布位置无影响，主要影响剩余油分布的富集程度。层间油水黏度比级差越大，低油水黏度比层浅蓝色部分所占面积逐渐变大，高油水黏度比层低含油饱和度区域缩小。在油水黏度比级差从1增加到6时，标准层中含油饱和度低于45%的区域面积占比由78%增大至89.5%，而对比层油水黏度比值由10增加至60，该层中低含油饱和度区域占比由78%降低至41%。即随着油水黏度比级差增大，低油水黏度比层的储量动用程度上升，而高油水黏度比层储量动用程度下降，层间储量动用程度差异增大。

图2 油水黏度比级差分别为1、3、6时的标准层与对比层剩余油分布对比Fig.2 Comparison of residual oil distribution between different layer when oil-water viscosity ratio difference is 1, 3, and 6

黏度是对流体流动时因内部摩擦引起的流动阻力大小的量度，黏度越大，流体流动阻力越大，越难流动。在其他条件一定时，油水黏度比越大，原油越难流动，注入水推进速度越慢，且水驱油的非活塞性越强，导致水驱波及面积越小，驱油效率降低，油藏开发效果变差，剩余油富集程度越高[3-10]。如图3所示，通过多层油藏笼统注水时高、低油水黏度比层吸水量和吸水强度比值的变化曲线可以看出：低油水黏度比层，渗流阻力低，小层吸水比例较大，驱替效果较好；而高黏度层的渗流阻力比较大，启动压力也较大，开发效果较差。黏度比级差越大，层间矛盾越加严重，高黏度比层相对吸水量越低。随着黏度比级差增大，油藏层间非均质性越严重，低黏度比层对高黏度比层干扰越强[10]，注入水大部分流入低黏度层，导致低黏度比油层储量动用程度上升，而高黏度比油层储量动用程度大幅下降甚至不动用。

图3 不同油水黏度比级差时高、低油水黏度比层吸水能力差异Fig.3 Difference of water absorption capacity between high and low oil-water viscosity ratio layer

依据前人研究结果，油藏水驱后形成的剩余油可划分为簇状、柱状、油膜状、盲端状和孤岛状5种类型[15-17]。簇状剩余油主要分布在注入水未波及区域；柱状剩余油则是当驱替压力低于流动阻力时出现“绕流”现象而残留于孔道中的原油；油膜状剩余油主要受岩石润湿性的影响，当岩石亲油时，原油黏附在孔隙内壁不易流动，形成油膜状剩余油；盲端剩余油是因部分岩石孔隙的半封闭性，致使原油几乎不受驱替压差的影响，从而残留在孔隙中的剩余油；孤岛状剩余油是因贾敏效应影响而分布在狭小喉道入口处的剩余油。由图3可知，层间油水黏度比差异导致油藏笼统注水开发时各层吸水能力存在较大差异，黏度比级差越大，层间吸水能力差异越强，导致各层水驱波及系数和注水强度均不相同。低油水黏度比层注水强度高、注入水波及范围广、驱油效率高，故低油水黏度比层中簇状、柱状、膜状剩余油动用程度高于高油水黏度比层[18]。剩余油主要富集在高油水黏度比层中，且簇状、柱状、膜状剩余油所占比例较高；低油水黏度比油层中剩余油较少，且簇状、柱状、膜状剩余油所占比例较低。

图4 油水黏度比级差为6时，标准层与对比层在不同时间段流线对比Fig.4 When the oil-water viscosity ratio difference is 6, the streamlines in different layers at different time

2.2 渗流场

流线是描述渗流场流体流动特性的有效工具，它能直观反映任一时刻油藏内流体在注入井与生产井之间的运动轨迹，进而为研究油藏流体的渗流与分布规律提供依据[19]。使用CMG软件输出流线图，分析对比不同黏度比级差条件下，不同生产阶段标准层与对比层流线特征，研究油水黏度比对笼统注水开发油藏渗流场的影响。

图4所示为黏度比级差为6时，低油水黏度比油层与高油水黏度比油层间渗流场变化的对比。图4中红色曲线表示注水井与生产井之间的流线，主要通过分析流线控制面积以及密集程度研究油水黏度比差异对于渗流场的影响。

从图4可以看出，在不同开发阶段，低油水黏度比层较高油水黏度比层的流线波及范围更广、更密集，即波及系数更大、驱油效率更高，相应的采出程度也越大。主要原因在于低油水黏度比层的流动阻力低，故在笼统注水开发时其吸水量高于高油水黏度比层，如图3所示。且油水黏度比较低时油水驱替前缘均匀推进、驱油效率更高、波及系数更大。所以在多层油藏笼统注水开发时，油水黏度比级差越大，低油水黏度比层对于高油水黏度比层的干扰程度越强，低油水黏度比层储量动用程度上升，高油水黏度比层储量动用程度急剧下降甚至不动用。

2.2.1 波及系数

根据油水相渗曲线、分流量方程可以得到含水率与含水饱和度的关系曲线，再应用图版法求取水驱前缘含水饱和度，即在含水率与含水饱和度曲线上，过束缚水饱和度作含水率曲线的切线，切点含水饱和度即为水驱前缘含水饱和度[20-21]。根据求得的前缘含水饱和度Swf，结合CMG数值模拟软件模拟结果，通过一系列分析和计算，最终得到油藏各层的水驱波及系数。

不考虑毛管力及重力作用，根据达西定律及连续性方程可得分流量方程[20]：

(1)

式(1)中：fw为含水率，%；Kro为油相相对渗透率；Kro为油相相对渗透率；μr为油水黏度比。

结合相渗曲线可得到含水率与含水饱和度的关系曲线，如图5所示，可以求得在油水黏度比为10时，水驱驱替前缘含水饱和度为0.60。所得的前缘含水饱和度值可以用作判断网格是否被注入水波及的标准，若网格内的含水饱和度高于此数值，则认为该网格为计算波及系数的有效网格。

由此，可根据油藏定液量生产50 a之后的含水饱和度分布情况计算各油层水驱波及系数。图6所示为油水黏度比级差为1时，油藏含水饱和度分布图，图中蓝色网格表示已被波及的网格，绿色网格代表还未被波及的网格，网格被波及的标准是网格内的含水饱和度大于驱替前缘含水饱和度，通过计算蓝色的网格数占总网格数的比例可求得波及系数。油水黏度比级差为1时，油藏第1层波及系数为0.713。

同理，设置不同的油水黏度比级差，得到不同油水黏度比时水驱前缘含水饱和度，从而计算出不同黏度比级差时油藏各层水驱波及系数，如表2所示。

图5 油水黏度比为10时含水率与含水饱和度关系曲线Fig.5 The curve of water cut and water saturation while the oil-water viscosity ratio is 10

图6 油水黏度比级差为1时油藏第1层水驱波及网格数Fig.6 The number of grids that was swept in the first layer while the oil-water viscosity ratio is 1

分析油藏各层波及系数变化规律，油水黏度比级差越大，不同黏度比油层间的水驱波及系数差异也越大，随着油水黏度比级差增大，低油水黏度比层的水驱波及系数上升，而高油水黏度比层的水驱波及系数下降。主要原因在于，油水黏度比越低，其流度比也就越低，注入水容易流动，且驱替效果较好，因此多层合采时，黏度比级差越大，注入水在低黏度比层更易流动，形成注入水单层突进，导致低黏度层水驱波及系数上升，高黏度层波及系数急剧下降，层间干扰程度加剧。从图4也可发现，低黏度比油层流线波及区域大于高黏度比油层。

表2 油藏各小层波及系数Table 2 The sweep efficiency of reservoir layer

2.2.2 驱油效率

为研究油水黏度比对于油藏驱油效率的影响，可在油藏平面上选取几个典型点，通过分析典型点网格含油饱和度的变化，研究驱油效率的变化。典型点分布如图7所示。图7中，取了5个典型区域，分别是位于主流线不同位置的A、B、C 3个区域，以及垂直于主流线的D、E两个区域。

如图8所示，黏度比级差为1时，标准层与对比层中任一典型点处网格含油饱和度变化曲线重合，表明在黏度比级差为1时，两个不同油层中注入水驱油过程是相同的，不存在层间干扰。而在黏度比级差为6时，标准层的含油饱和度开始下降的时间早于黏度比级差为1时曲线开始变化时间，而对比层中典型点处含油饱和度出现变化的时间却晚于黏度比级差为1的时间，表明随着黏度比级差增大，标准层注入水波及速度上升，而对比层注入水波及速度下降。

在A、B、C、D 4个典型点处，虽然黏度比级差为6的标准层中含油饱和度降低幅度与黏度比级差为1时相同，但是黏度比级差为6时标准层中含油饱和度下降速度更快，而对比层中含油饱和度值下降速率较慢且下降幅度较小，表明随着黏度比级差增大，低黏度比油层水驱油效率上升，高黏度比油层驱油效率下降、波及程度降低，即低黏度比油层影响高黏度比油层的驱油效率。

图8 油藏不同部位含油饱和度随时间变化曲线Fig.8 The curve of oil saturation and time in different reservoir area

在E点处，黏度比级差为1时两个层位中含油饱和度值变化趋势一致，且含油饱和度值有所下降，在黏度比级差为6时，标准层含油饱和度值较黏度比级差为1时多降低了7个百分点，而对比层含油饱和度变化幅度很小，即标准层中E点处水驱油效率上升，而在对比层中注入水未波及到E点，表明多层油藏笼统注水开发时，低油水黏度比油层不仅影响高油水黏度比油层驱油效率，还影响其水驱波及系数。

2.3 采出程度

分析对比定液量生产50 a之后不同黏度比级差时油藏采出程度变化研究油水黏度比级差的影响，如表3所示。

通过分析表3数据可知不同黏度比级差下各层的原油采出程度。随着层间油水黏度比级差的增加，低黏度层的采出程度上升，而高黏度层的采出程度急剧降低，降低幅度高于低黏度层采出程度增加幅度，导致油藏整体的采出程度降低。同时，层间黏度比级差越大，层间非均质性越强，高、低油水黏度比油层间采出程度差异越大。黏度比级差为3是一个分界点，在黏度比级差小于3时，采出程度随黏度比变化幅度较大，而在黏度比级差大于3之后，采出程度变化幅度明显下降且趋于稳定。

由图9可知，标准层，即油水黏度比为10的油层中，不同黏度比级差条件下的含水率与采出程度关系曲线互相重合，仅最终曲线端点值不同。表明油藏含水率与采出程度关系主要受油水黏度比大小影响，层间油水黏度比级差仅影响其最终采收率大小。分析图10曲线可发现，油水黏度比级差越大，油藏高黏度比层无水采出程度越低，含水率上升越快，最终采出程度越低。层间油水黏度比级差主要影响油藏纵向驱替均衡程度，级差越大，层间矛盾越突出，高油水黏度比层无水采出程度越低，含水率上升越快。

表3 不同油水黏度比级差时油藏各小层采出程度Table 3 The recovery percentage of each layer at different oil-water viscosity ratio difference

图9 低黏度比油层含水率随采出程度变化情况Fig.9 The curve of water cut and recovery percentage in low oil-water viscosity ratio layer

图10 高黏度比油层含水率随采出程度变化情况Fig.10 The curve of water cut and recovery percentage in high oil-water viscosity ratio layer

2.4 开发对策

多层合采油藏当各层渗透率相近时，层间黏度差异越大，低油水黏度比层对于高油水黏度比层干扰程度越强，油藏开发效果越差[10]。为了消除层间差异，提高采收率，一般实施分层系开发方案。而P区块这类多层复杂小断块油藏由于油藏面积较小而无法实现分层系开发，建议采用注采耦合技术[22]，以层间油水黏度比级差3为界限，划分注采单元，既能实现油藏分层系开发降低层间干扰，又能通过不断改变液流方向调整渗流场、扩大水驱波及系数，有效提高油藏采收率[22-24]。

2.5 物模验证

主要使用数值模拟手段进行研究，通过与前人物理模拟实验结果对比，验证数模研究成果的可靠性。

张凯等[11]采用单因素分析法，通过室内试验分别研究了渗透率级差、黏度级差以及含水率对多层合采油藏启动压力的影响，在采用两根并联填砂管研究黏度级差时发现：在黏度级差为2时，当流量为0.1 mL/min时，上游压力小于1 MPa，高黏管不出油，逐渐增大流量至1.5 mL/min，此刻上游压力上升至4 MPa时，高黏管开始出液；而当黏度极差为3时，当流量为1.5 mL/min时高黏管不出油，增大至2 mL/min后，原油少量缓慢流出。研究认为黏度级差不能超过3。

缪飞飞等[13]用不同黏度的模拟油饱和不同填砂管模型以形成高、低黏度地层，采用填砂管并联合注开发的方式，一端以恒压或定流量注入水，研究了黏度级差对油田多层合采条件下层间干扰程度的影响。研究发现：随着黏度级差的增大，驱油效率呈指数下降趋势；随黏度级差的增大，低黏管与高黏管贡献率曲线的张口越来越大，说明黏度级差较小时，高黏层可在较低的注采压差条件下得到动用，随着黏度级差增大，由于低黏层的干扰，无法建立足够的注采压差，导致高黏层不能水驱动用。黏度级差大于3，层间干扰明显增强，层间黏度级差界限约为3～4。

本文的数值模拟结果与以上两位学者实验研究结果基本一致，验证了本文数值模拟结果的可靠性。

3 结论

(1)油水黏度比对于油藏注水开发效果影响程度较大，地质条件相似时，油水黏度比越大，注入水指进越严重，波及系数越小，驱油效率越低，油藏无水采出程度越低，含水率上升越快，开发效果越差。

(2)多层合采油藏，地质条件相似时，层间油水黏度比值差异越大，层间矛盾越突出，低油水黏度比层对高油水黏度比层的干扰越强，注入水沿低油水黏度比单层突进现象越严重，油藏层间动用差异程度越大，低油水黏度比层采出程度越高，高油水黏度比层采出程度越低，剩余油主要富集在高油水黏度比层中。研究认为，在划分开发层系时，合理的层间油水黏度比级差应控制在3以下。

(3)油水黏度比不仅影响油藏最终采出程度，还影响油藏注水开发的整个过程。层间油水黏度比差异越大，低油水黏度比层的波及系数越大，驱油效率更高，而高黏度比油层的波及系数下降，驱油效率下降，甚至停止动用。