均质油藏水驱油物理模拟驱替规律实验分析

薛 亮

（胜利油田石油开发中心有限公司，东营 257000）

利用注水井把水注入油层，以补充和保持油层压力的措施称为注水。由于我国油田储集层中，约有超过90%的油田为砂岩油田或陆相碎屑岩沉积，利用注水法进行油田开发仍是我国大庆油田等三类储集层开展采油作业的主要方式。影响注水开发效率的主要指标有很多，包含了油藏地质因素、开发管理方法等[1-3]。赵伦等（2015）[4]认为在地质条件相同或相似条件下，影响水驱油采收效率的主要因素为原油粘度；纪淑红等（2012）[5]则认为水驱采收率=水波及系数×水驱油效率，对水驱油采收效率的研究应主要集中在高含水阶段提高水驱油效率。本文在假设采收油田为均质油藏条件下，对不同粘度油藏在低、高速开发速度下的水驱油特征进行如底部突进、纵向波、水波及系数、水驱流线等进行描述，试图明确水驱速度对低粘度、中高粘度油藏开发效果的影响，从而为我国油田注水开发工艺提供借鉴。

1 材料与方法

1.1 试验材料与设备

为提高本试验准确性，本文采用中国石油大学（北京）发明专利号ZL 201710718290.7的水驱油微观物理模拟实验装置[6]；注入水粘度为常温（25℃）条件下粘度为0.5mPa·s 的纯净水；试验材料如表1所示。

表1 试验材料与设备Tab.1 Test materials and equipment

1.2 试验方法

为保证试验用原油分布均匀，根据10~20mu石英砂孔隙度按照油水比1：4比例制备高含水原油；注入水通过100μg/mL苏丹红溶液进行染色；采油井以恒流泵装置保证定压生产，本试验具体流程见图1[7-9]。

图1 水驱油物理模拟试验流程图Fig.1 Flow chart of water flooding physical simulation test

分别采用0.9mL/min（采油速度1%）、3.5mL/min（采油速度4%）注水速度对两组原油进行处理，记录注水量及采油量、采液量，至水驱油物理模拟试验装置中的原油含水率为100%时试验结束[10]。

2 结果与分析

2.1 低粘度原油水驱试验特征

2.1.1 注入水波及系数变化分析

由表1可知，本试验使用低粘度原油与注入水粘度均为0.5mPa·s（25℃），此时油水流动比可视为1；注入水对油田的作用可近似认为为活塞式驱油。

当采油速度为0.9mL/min 时，注入水主要沿水驱油物理模拟试验装置底部优先驱替，由装置y 轴观察，此时底面波及形态显著大于顶面波及形态；采出程度为5%、10%以及25%时底面、顶面波及系数均逐步提高，但底面波及系数显著高于顶面波及系数；采出程度为32%、42%时，顶面波及系数变化情况显著高于底面，此时顶、底面波及系数差异逐渐减小，详如表所示。

表2 0.9mL/min采出速度低粘度均质油藏顶、底面注入水波及系数变化情况Tab.2 Changes in the conformance coefficient of injected water at the top and bottom of homogeneous reservoirs with low viscosity and production rate of 0.9 mL/min

0.9mL/min 采出速度条件下低粘度均质油藏顶、底面注入水波及系数最大差值为采出程度29%时，此时二者差值为52.5%；至采出程度高于29%以后二者之间差距逐渐减小，最终在采出程度达到61 时降低至8.3%。

当采油速度为3.5mL/min 时，注入水无明显的顶、底面优先驱替特征。此时由水驱油物理模拟试验装置纵向观察，顶、地面波及系数差异明显较0.9mL/min 采出速度时更小；采出速度为5%、9%时，顶、底面波及形态变化情况均不明显；随着采出程度达到25%、36%后，顶、底面波及形态变化逐渐明显，且此时底面波及形态变化情况更加明显，至采出程度达到56%后，顶、底面波及系数差值逐渐增大，详见表3。

表3 0.9mL/min采出速度低粘度均质油藏顶、底面注入水波及系数变化情况Tab.3 Changes in the conformance coefficient of injected water at the top and bottom of homogeneous reservoirs with low viscosity and 0.9 mL/min production rate

3.5mL/min 采出条件下，低粘度均质油藏顶、底面注入水波及系数最小差值为采出程度5%时，此时顶、底面注入水波及系数差值为1.1%；至采出程度高于56%时，二者之间差距逐渐加大，最大差值为采出程度70%时，此时顶、底面注入水波及系数差值为19.7%。

综上，通过表2、表3 数据对比可知，0.9 mL/min、3.5mL/min 不同采油速度下低粘度均质油藏顶、底面注入水波及系数变化均随采出速度的提升而增加；0.9 mL/min采油速度下，低粘度均质油藏顶、底面注入水波及系数之间的差值同样呈先逐渐上升后逐渐下降趋势；3.5mL/min 采油速度下，低粘度均质油藏顶、底面注入水波及系数之间的差值呈逐渐上升趋势；相同或相近采出速度条件下，顶、底面注入水波及系数之间的差值明显更小，波及更均匀。

2.1.2 含水率变化规律分析

表4所示为低粘度均值油藏在0.9mL/min、3.5mL/min 两种采出条件下含水上升规律。在0.9mL/min 低速水驱条件下，低粘度均质油藏含水率随采出程度的提升呈先固定不变一直为零，后在采出程度等于32%时快速提升，最后在采出程度达到42%后缓慢提升变化状态，在采出程度达到最大时含水率达到最高值；高粘度均质油藏含水率同样一直为零，在采出程度达到14%后迅速提升，至采出程度达到36%后上升速度逐渐放缓，直至含水率达到最大值。在3.5mL/min 高速水驱条件下，低粘度均质油藏含水率同样先一直为零，后在采出程度等于42%后逐渐上升，至采出程度达到64%后上升速度逐渐放缓，最终在采出程度达到最大值后含水率达到最大值；高粘度均质油藏含水率随采出程度的提升成快速提升，至采出程度达到14%后缓慢提升变化态势，至采出程度达到最大值后含水率达到最高值。

表4 不同粘度、采油速度条件下采出程度与含水率关系Tab.4 Relationship between recovery degree and water cut under different viscosity and oil recovery rate

2.2 高粘度原油水驱试验特征

2.2.1 注入水波及系数变化分析

采用相同实验流程对粘度10mPa·s（25℃）原油水驱试验特征进行分析。结果表明，粘度10mPa·s（25℃）原油在注水过程中显著呈“指进现象”（即呈现出与人类手指类似的流线较细的变化状态）。与0.5mPa·s（25℃）低粘度油藏相比，粘度10mPa·s（25℃）原油水驱前缘推进速度显然更快，但由于指进现象的出现，注入水波及范围内粘度10mPa·s（25℃）原油注水波及并不完全，流线间波及程度较弱。

表5 所示为粘度10mPa·s（25℃）均值油藏在0.9mL/min 采出条件下，不同采出程度顶、底面注水波及系数变化情况。显然，在采出程度为5.2%时，顶、底面波及系数之间差值较小；随着采出程度的提升，底面波及形态扩张明显，波及系数与顶面之间的差值越来越大至采出程度达到45.4%时，差值达到最高35.6%。

表5 粘度10mPa·s（25℃）均值油藏0.9mL/min采出条件下顶、底面注入水波及系数Tab.5 Conformance coefficient of injected water at the top and bottom of the reservoir with an average viscosity of 10 MPa·s（25℃）under the condition of 0.9 mL/min production

随着采出程度的提升，10mPa·s（25℃）均值油藏顶面注入水波及系数呈先快速提升后缓慢提升状态；底面注入水波及系数变化情况相同，且均在采出程度达到30.3%后增速开始逐渐放缓。

表6 所示为粘度10mPa·s （25℃） 均值油藏3.5mL/min 采出条件下，顶、底面注水波及系数变化情况。随着采出程度的提升，顶、底面注入水波及系数之间的差值急剧增大，至采出程度达到45.4%时，底面与顶面之间注水波及系数差值已高达33.9%。

表6 粘度10mPa·s（25℃）均值油藏3.5mL/min采出条件下顶、底面注入水波及系数Tab.6 The conformance coefficient of injected water at the top and bottom of the oil reservoir with an average viscosity of 10 MPa·s（25℃）under the condition of 3.5mL/min production

显然，粘度10mPa·s（25℃）均值油藏3.5mL/min采出条件下顶面注入水波及系数除在采出程度由5.2%至20.3%变化过程中呈现小幅提升外，其余时间随采出程度变化并未产生明显变化；相对而言底面变化情况明显更加显著。

2.2.2 含水率变化规律分析

粘度10mPa·s（25℃）均值油藏在高采出速度条件下的见水时间短，同时由于指进现象的存在，其无水期采油量较粘度0.5mPa·s（25℃）均质油藏更低；3.5mL/min高速开发条件下，粘度10mPa·s（25℃）均值油藏开发含水上升速度显著快于0.9mL/min 采出条件。

2.3 不同粘度、不同采油速度下均值油藏驱替规律

通过以上试验所得数据可知，0.5mPa·s（25℃）、10mPa·s（25℃）两种均质油藏水驱波及形态特征明显不同，两种粘度原油水驱特征受驱替速度的影响变化规律差异较大。

首先，0.5mPa·s（25℃）均质油藏粘度与注入水粘度基本相当，此时的驱油形式主要呈活塞驱油形式，随着注入水量提升，顶、底面波及形态均呈粗流线变化，此时设备中含水率提升相对较慢，但波及比较均匀，睡去效果以及驱油效率均较为理想；10mPa·s（25℃）均质油藏粘度远高于注入水粘度，此时的驱油形式呈明显的指进状态，因而形成了顶、底面注入水波及不完全现象，此时尽管水驱前缘推进速度远较0.5mPa·s（25℃）均质油藏更快，但驱油效率较低。因此，在相同采油速度条件下0.5mPa·s（25℃）均质油藏水驱波及范围更小，在相同采出程度条件下，0.5mPa·s（25℃）粘度油藏水驱波及范围内剩余油饱和度相对更低。因此，可得出结论一：原油粘度越高，越不容易实现高速开发，油藏开发效果往往越差。

其次，0.5mPa·s（25℃）均质油藏在0.9mL/min采出条件下注入水波及受重力影响较大，底面的波及速度明显高于顶面，因此在顶面、底面二者波及系数差异较大的条件下能够获得更快的含水率上升速度；在3.5mL/min 高速开发状态下顶面、底面二者波及系数差异逐渐减小，水波及前缘受重力影响程度降低。可得出结论二：低粘度原油高速开发效果明显优于低速开发。

最后，10mPa·s（25℃）均质油藏指进现象明显，因此其波及系数随注入水突进程度的提升无显著变化，油井含水上升速度的提升并不能显著提高采出程度。由此可得出结论三：高粘度油藏并不适合采用高速开发模式。

3 结语

综上所述，文章针对两种不同粘度0.5mPa·s（25℃）、10mPa·s（25℃）均质油藏水驱油物理特性进行分析，得出了不同粘度、不同采油速度、不同采出程度条件下，均值油藏水驱油驱替规律，认为0.5mPa·s（25℃）粘度均质油藏更加事宜采用高速开发模式，而10mPa·s（25℃）粘度均质油藏更加事宜采用低速开发模式。