不同边水距离推进规律物理模拟实验研究

左清泉，胡 雪，赵 军，郑继龙，陈 平，张润芳

中海油能源发展工程技术公司，天津 300452

K油田位于渤海海域南部，油田明化镇组以构造-岩性、岩性油气藏为主，平均孔隙度31.3%，平均渗透率736.6×10-3μm2，地下原油黏度1.18～3.49 mPa·s，地层水矿化度为6 337～8 652 mg/L。该油田2014年投产，目前生产井14口，注水井6口，油田综合含水60%。油田构造比较复杂，同时处于强边水地带，目前油田已处于中高含水期，所以开展边水油藏开发规律研究，为后期开发调整提供理论指导[1]。

对边水油藏水平井开发技术、水淹规律及剩余油分布模式已有研究[2]。近年来，中外学者对边水油藏规律主要通过理论分析和油藏数值模拟方法进行研究[3]，但对边水的物理模拟研究较少[4]。笔者根据K油田油藏地质及开发特征，通过建立二维非均质物理模型，研究水平井与边水不同距离对采收率影响，为合理利用边水提供理论基础[5]，同时开展在边水地带调剖调驱实验，为该类油藏在中高含水期剩余油挖潜提供借鉴指导意义[6]。

研究主要针对边水油藏中在中高含水期后如何利用边水能量及抑制边水突进开展物理模拟实验。通过不同边水距离实验，为后期油田井位布置提供指导[7]；边水调剖调驱实验为后期边水地带注水井开展相关调剖调驱措施提供数据支持[8]，为抑制边水等工作提供方法和思路。

1 实验部分

1.1 实验条件

实验温度75 ℃；实验用水，海上K油田现场注入水，矿化度13 279.1 mg/L；实验用油，海上K油田现场脱水原油。

1.2 实验装置及模型设计

黏度计，Brookfield DV-Ⅱ型，美国Brookfield公司；电子分析天平，BSA423型，北京梅特勒-托利多仪器公司。

自主研发多功能物理模拟驱替装置示意见图1。该装置主要由加热系统、注入系统、压力测量系统、计量系统4部分组成。注入系统包括2台ISCO泵，计量精度为0.01 MPa；压力测量系统包括A～E共5个测压点，测压范围0～10 MPa，计量精度0.001 MPa；计量系统包括油水分离器和天平，计量精度可达0.001 mL。所有动态数据可由计算机实时监测并进行采集。

图1 实验流程图

物理模型设计见图2。储层模型为无机胶结石英砂模型，模型A和模型B是由两个不渗透带隔离的独立系统，避免实验过程中层间干扰，并可实现开采动态、采收率的分段测试和计量[9]。模型A与模型B根据实验要求调整隔离带位置从而改变与边水间距离，模型内采用两层非均质岩心，渗透率分别为500 mD和2 000 mD，模型左右两侧装有边水槽(边水A和边水B)用来模拟油藏边水侵入，模型上下两侧留有孔槽用以饱和水和饱和油，生产井位于隔离带左右两侧，采用水平井构造设计[10]。模型尺寸为模型尺寸为: 700 mm×100 mm×100 mm, 模型耐压0.5 MPa。模型特点在于可通过一块完整模型模拟两种不同边水距离，可大幅节约成本[11]。

图2 物模模型设计图

1.3 实验方法

1)由于岩心采用拼接式设计，实验方案设计使用3块岩心共进行5组实验。岩心①水平井距边水700 mm，岩心②水平井距边水150 mm和550 mm，岩心③水平井距边水250 mm和450 mm。

2)饱和水。将物理模型固定于实验装置上并连接好饱和油水点处管线，开启真空泵观察物理仿真模型是否漏气，无漏气时连续抽8 h后，打开排液阀，使水反向饱和物理模型。

3)饱和油。通过物理模拟驱替设备系统控制，饱和油温度为75 ℃，打开饱和油水点管线阀门，调好泵流量并运行，用油驱水，直至出口含油率达到100%，停泵并老化12 h。

4)水驱油。记录边水驱实验入口、出口处压力，将测压点装好，关闭模型两侧油水饱和点，打开边水槽两侧阀门，水流入模型设计边水槽区域从而模拟边水形态，均匀注入到模型当中[12]。实验采用恒压驱替，设置泵注入压力为0.3 MPa，测取开采动态曲线(含水率、产液、产油、采收率动态曲线)；水驱至含水98%，计算水驱采收率[13]。

5)注入调剖剂。为研究抑制边水突进，设计在边水部位注入调剖药剂，注入调剖剂时采用恒速驱替，注入调剖药剂量为0.3 PV。

6)调剖结束后恢复水驱，切换为恒压驱替，注入压力为0.3 MPa，测取调剖后边水驱开采动态曲线；驱至含水98%结束实验，计算调剖后边水驱采收率[14]。

2 结果和讨论

2.1 岩心饱和水和饱和油

将5组不同长度岩心进行饱和水、饱和油实验，得出岩心的饱和水、饱和油及含油饱和度数据见表1。

表1 不同长度岩心实验饱和数据

从表1可以看出，离水平井距离最短的150 mm岩心含油饱和度要高一些，其余岩心含油饱和度数据相近。

2.2 边水驱

为研究不同边水距离对生产井的影响，设计5组不同长度岩心进行实验，分析不同长度岩心采出程度。实验在油藏温度75 ℃下进行，为更好模拟边水能量，采用恒压驱替模式进行试验，设计压力0.3 MPa，边水实验驱替至流出液综合含水为98%停止。水驱试验数据见表2。

表2 不同长度岩心水驱试验数据

5组模拟实验见证了边水距离对采出程度影响。由表2可以看出,随着边水距离的不断增加，边水驱的采出程度呈现逐渐上升的趋势，但距离达到550 mm后采出程度上升幅度变缓甚至出现略微下降的趋势。可见，在边水距离与生产井之间存在最佳距离，最佳距离既可为生产井提供能量，同时又能减缓边水突进对生产井的影响。

2.3 调剖及后续水驱

为了更好地研究边水对提高采收率的作用，实验模拟了边水调剖，对比分析了调剖前后边水模型含水率变化及对采收率的影响。拟在边水驱后在边水部位注入调剖药剂进行调剖实验。为保证每组岩心注入相同药剂量，实验设计采用恒速驱替注入调剖剂，注入调剖药剂量为0.3 PV。调剖结束后恢复边水驱，并切换为恒压驱替，保持注入压力为0.3 MPa，驱替至流出液综合含水率为98%结束实验。调剖前后实验对比数据见表3。

表3 不同长度岩心调剖前后对比实验数据

由表3可以看出，调剖后再进行边水水驱含水率均有不同程度的下降，说明边水调剖对抑制边水推进起到明显作用。调剖后减缓水流优势通道，扩大边水驱波及体积，采出程度提高8.86%～12.66%。另外，随着边水距离的增加，调剖后提高采收率幅度逐渐增加，但距离增至550 mm时，提高采收率增加幅度变缓，说明边水与生产井之间存效益最大化的最佳距离。这与之前边水驱实验结果基本相同。

3 结论

1)结合室内实验研究能力和边水驱特点，建立了非均质二维物理模拟实验模型，并通过室内实验验证了模型的可靠性。利用物理模拟实验对边水与生产井之间距离研究，综合分析可以得出边水与生产井最佳距离为550 mm，最佳距离既可以为生产井提供能量，同时又可以减缓边水突进对生产井的影响，可最大程度提高边水驱采收率。

2)边水驱调剖后减缓水流优势通道，扩大边水驱波及体积，采出程度在边水驱基础上提高8.86%～12.66%。边水调剖可以改善边水驱开发效果。实验室边水驱是通过定压方式模拟边水能量，压力是否可以体现边水能量问题还有待进一步研究与探索。