LD 油田高倍数水驱油效率实验研究

2021-12-31李金宜罗宪波刘英宪刘宗宾冯海潮

石油化工高等学校学报 2021年6期

李金宜，罗宪波，刘英宪，刘宗宾，冯海潮，陈科

（1.中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津300459；2.中海油实验中心渤海实验中心，天津300452）

海上强边底水发育的浅层砂岩油藏储层胶结疏松，物性较好。水平井提液后，单井液量远高于陆上同类型油藏，且油藏数值模型网格过水倍数较大[1⁃7]。已有学者认识到，利用常规实验和常规采收率评价方法，不能准确评价强边底水油藏在水平井大排量生产下的采收率，应以高倍数水驱条件来研究此类油藏的驱油程度问题[8⁃9]。当前，国内学者利用高倍数下的水驱油效率实验对高含水、特高含水阶段的驱油程度进行重新认识和评价的研究已成为热点[10⁃14]。但所研究油藏的原油黏度大多较低，针对介于冷采和热采界限的稠油油藏在大幅提液后的高倍数水驱油特征，目前文献报道较少。LD油田位于渤海辽东湾海域渤海湾盆地渤东低凸起北端，该油田为浅水三角洲沉积，多发育水下分支河道，发育强边底水体。储层平均渗透率为3 087×10-3μm2，平均孔隙度为35%，具有高孔高渗的储集物性特征。地层原油黏度高达397 mPa⋅s，具有胶质、沥青质质量分数高，黏度高等特点。因受限于海上较高的热采开发成本，目前油藏采用水平井井网进行天然能量开发。投产初期，单井平均产液量为200 m3/d，之后陆续提液，目前单井平均产液量为500 m3/d，单井最高产液量为1 500 m3/d，油田整体含水率95%，年采液速度高达10%，采出程度不足10%。矿场实践证明，规模化大幅提高生产井产液量进行剩余油挖潜，是油田一种经济有效的矿场手段[1⁃2,15⁃16]，但储层非均质性特征对矿场提液后的开发效果影响较大。如何进一步深化分析高黏度稠油油藏储层孔隙度、渗透率、孔喉微观结构特征和填隙物含量等储层地质特征的差异性，以及在高倍数驱替下驱油程度的影响具有非常重要的意义。同时该类型油藏如何在冷采模式下开展提液参数优化也是重要的研究方向。针对目标油田大液量生产特征，开展室内驱替2 000 PV 条件下的高倍数水驱油效率实验，能够更好地分析渤海油田强边底水发育的稠油储层在大液量生产模式下的水驱油特征。研究成果可有效指导该类型稠油油藏在高含水、特高含水期的剩余油挖潜。

1 实验设计

LD 油田地层原油黏度高达397 mPa⋅s，在冷采模式下，充分利用强边底水能量，采取水平井大泵提液生产模式，单井实际提液倍数在2.5~7.5 倍。结合矿场生产实际情况，设计水驱油效率实验流速为1.0、7.5、15.0 mL/min 下的实验水驱倍数为100~2 000 PV，实验模拟油黏度为397 mPa⋅s，地层水矿化度为10 000 mg/L，地层水黏度为0.88 mPa⋅s，实验样品基本信息如表1 所示。

表1 柱塞样品信息及实验设计Table 1 The information of samples and experiments design

1.1 实验流程

高倍数水驱油效率实验流程如图1 所示。

图1 恒速法测定高倍数水驱油效率实验流程示意图Fig.1 Flow chart of high PV water flooding efficiency experiment

1.2 实验步骤

①抽空饱和模拟地层水。②用油驱水法建立束缚水饱和度，先用低流速进行油驱水，逐渐增加驱替速度直至不出水为止，计算束缚水饱和度。③按照实验设计的速度进行水驱油实验，准确记录累积产油量、累积产液量。④达到实验设计要求的注水倍数时结束实验。⑤各水驱油效率实验方案结果对比分析。

1.3 实验方案

国内学者在分析油藏提液时，常采用“面通量”指标来分析水驱强度[9,17⁃18]。面通量定义为累积通过单位面积的水相体积，

式中，M为面通量，m3/m2；Q为通过岩心的总水量体积，m3；S为岩心横截面积，m2。

室内水驱油实验在常规评价方法下的面通量非常小[9]。目前国内学者通过分析矿场实际储层的面通量认为：海上高孔高渗油藏在高含水期阶段的储层受水驱冲刷程度大，优势渗流通道区域面通量大于50 m3/m2，近井周围面通量100 m3/m2以上[17]。同时，储层渗透率可随着面通量的增加发生动态的改变[18⁃19]。对LD 油田进行大液量提液，含水率上升更快，水驱冲刷程度更大。因此，室内实验采用2 000 PV 驱替，柱塞样品横截面面通量为30~50 m3/m2，模拟油藏整体水驱强度。利用高驱替倍数水驱油效率实验模拟矿场储层实际被冲刷程度更具合理性，各实验方案见表1。

通过优化实验设计，最终在同一口取心井样品中设定13 个实验方案。实验样品气测渗透率分别为1 500×10-3μm（2方案6、10）、2 000×10-3μm（2方案7、8）、2 500×10-3μm2（方案9、11）、3 000×10-3μm2（方案1、2、3、4、5）、3 500×10-3μm2（方案12、13）5 个渗透率级别。实验方案2、12、13 为不提液方案，其余为提液方案。提液方案均从水驱10 PV 后开始提液，最大提液倍数为15 倍，提液方式分为直接提液和分步提液两种。

2 结果与分析

2.1 高倍数水驱油效率实验

表2 为水驱油效率实验结果。表2 结果显示，地层流体黏度介于热采界限的高孔高渗稠油储层样品，在经过高倍数水驱后，实验驱油程度达到63.3%~76.5%。该类型稠油油藏在冷采模式下，利用水平井规模化大幅提液进行剩余油挖潜，具备矿场可行性。与不提液的方案2 相比，相同样品渗透率级别下的提液方案1、3、4、5 驱油程度为68.0%~70.3%，平均值为69.0%。表明提液后，在面通量接近的情况下，单纯因渗流速度的升高，驱油程度可平均提高5.7%。

表2 水驱油效率实验结果Table 2 The result of water flooding efficiency experiments

2.2 孔喉特征差异对驱油程度的影响

岩心的孔隙度和渗透率是相对宏观地反映储层地质特征。在相同渗透率级别下，面通量相同的两块样品有利于渗流的孔喉微观结构，其水驱油程度更高。选取不提液的方案12、13，在相同柱塞深度处取样，并完成压汞实验。压汞实验数据见表3、图2。

图2 相同渗透率级别下的孔喉微观特征差异Fig.2 Differences in microscopic characteristics of pore throat under the same permeability level

表3 压汞实验结果Table 3 The result of mercury injection experiment

由表3 可知，虽然方案12 样品孔隙度略低于方案13，但其内部孔喉结构连通性更好，渗透率贡献集中在更大的孔喉空间，有利于储层流体的渗流，因此方案12 的驱油程度高于方案13，结果见图3（a）。

针对LD 油田储层，分析高含水阶段在矿场提液前后对驱油程度影响。选择相同渗透率级别下的高倍数水驱油效率实验方案：提液方案1 和不提液方案2 进行对比，结果见图3（b）。由图3（b）可知，方案1 样品的驱油程度略低于方案2，孔喉微观结构比方案2 略差。随后方案1 开展15 倍提液，驱替100 PV 后，两者驱油程度差异反而进一步加剧，显示孔喉微观结构较差的样品在提液早期阶段，压力传导尚未连通剩余油富集的小孔喉，在15 倍提液幅度下，大孔喉注入水突进，提液增水不增油，提液增油效果尚未显现。随着驱替倍数进一步提高，压力梯度在孔喉中充分传导，小孔喉得到有效动用，方案1 驱油程度迅速提升，在1 000 PV 后增速趋于平缓，最终方案1 驱油程度较不提液的方案2 相比，高出4.7%。

图3 不同方案驱油程度结果对比Fig.3 Comparison of oil displacement degree results of different schemes

2.3 黏土矿物体积分数对驱油程度的影响

储层上部油层孔喉中的黏土矿物体积分数要远高于下部油层，黏土成分基本一致，以伊/蒙混层为主，体积分数数据见表4、5。

表4 全岩数据Table 4 The result of holoclastic rock analysis

在LD 油田上部油层和下部油层选取相同渗透率级别且孔喉微观结构较为接近的样品，完成高倍数水驱油效率实验方案1 和4，结果见图4。由图4可知，方案1 样品的初始驱油程度要低于方案4 的驱油程度近5%。方案1 样品的黏土矿物体积分数较高，其中伊/蒙混层的晶体颗粒易于在长期高强度水驱下破坏，容易产生微粒运移[20]，在细小喉道中易形成堵塞，对流体渗流附加更大阻力，不利于驱油程度。方案1 和4 随后开展提液，最高提液幅度15 倍，驱替100 PV 后，两者驱油程度差异没有明显改变，显示提液早期阶段，较低的水驱冲刷倍数对储层黏土改造并不明显。但是在提液阶段中后期，随着水驱冲刷倍数的持续增加，伊/蒙混层体积分数迅速降低[20]，孔喉内部空间的连通性得到有效改善，方案1 的驱油程度迅速升高，拉近与方案4 的差距，最终两者结果相差不大。类似目标油田的此类高渗储层，在矿场实际生产中大多是增渗速敏，生产井端须防砂。在开发后期阶段，经历了较高水驱冲刷强度后，储层中黏土矿物体积分数减小，体现出储层物性的改善，这有利于高强度采液过程中的剩余油挖潜。

图4 方案1 与方案4 驱油程度结果对比Fig.4 Comparison of water flooding efficiency between No.1 and No.4 schemes

表5 黏土数据Table 5 The result of clay analysis

2.4 渗透率差异对驱油程度的影响

结合储层特征，选取1 500×10-3μm2和3 000×10-3μm2两个不同渗透率级别的样品，采用直接提液和分步提液两种方式分别分析样品渗透率对驱油程度的影响，最大提液幅度均为15 倍，实验结果见图5。

图5 渗透率对驱油程度的影响Fig.5 Effect of permeability on water displacement efficiency

由图5（a）可知，无论哪种提液方式，在高倍数水驱冲刷后，以方案3、4 为代表的3 000×10-3μm2渗透率级别样品的驱油程度均高于以方案6、10 为代表的1 500×10-3μm2渗透率级别样品。需要注意的是，目标油田地层原油黏度较高，储层流度较低，以直接提液方式完成15 倍提液幅度，在3 000×10-3μm2渗透率级别的高渗储层，注入水容易沿大孔道突进，提液早期阶段的驱油程度反而低于1 500×10-3μm2渗透率级别的样品，在提液后期阶段，渗透率对驱油程度的增幅效应才逐步显现出来，方案3 驱油程度逐渐超过方案6。由图5（b）可知，驱油程度曲线斜率在两种渗透率级别的样品中均较稳定，方案4 驱油程度始终高于方案10，且两者数值差距在稳步缩小。在3 000×10-3μm2渗透率级别的高渗储层，分步提液方式可以有效抑制注入水的突进，强化低流度稠油油藏提液效果。同样，分步提液下，1 500×10-3μm2样品驱油程度曲线出现拐点的时机从300 PV 延后至1 000 PV，表明该渗透率级别下，富集在部分小喉道中的剩余油得到了有效动用，而这部分剩余油若采用直接提液方式，则难以动用。

2.5 提液方式对驱油程度的影响

以2.4 部分中的样品为例，利用相同渗透率级别下的样品分析提液方式对驱油程度的直接影响，分析结果见表6。由表6 可知，对于稠油油藏LD 油田，分步提液较直接提液可再提高驱油程度1.6%~5.8%。分步提液可以在细小喉道里利用提液后升高的注采压力梯度建立更好的孔喉连通性。这种提液方式的优化对渗透率相对较低、剩余油残存较多的储层更加有利。

表6 分步提液增效Table 6 Improving efficiency by increasing liquid production step by step

2.6 提液幅度对驱油程度的影响

选取1 500×10-3、2 500×10-3、3 000×10-3μm2三个不同渗透率级别的样品，其中1 500×10-3、2 500×10-3μm2渗透率级别的样品最大提液幅度为7.5 倍，3 000×10-3μm2渗透率级别样品最大提液幅度为15.0 倍，开展提液幅度对驱油程度影响的分析，实验结果见表7。

由表7 可知，对于LD 油田，并不是提液幅度越大越好。2.4 部分分析结果已表明，在相同提液幅度下，渗透率越高，最终驱油程度越大。但3 000×10-3μm2渗透率级别的样品在采用15.0 倍提液后，驱油程度反而低于1 500×10-3、2 500×10-3μm2渗透率级别的样品。利用该井岩心1 249.44 m（孔隙度40.4%，渗透率3 231.2×10-3μm2）铸体薄片图像制作微观可视化模型，开展微观驱替实验，结果如图6 所示。由图6 可知，对于LD 油田3 000×10-3μm2渗透率级别的高渗储层，存在一个微观波及最优的渗流速度。提液幅度过大，渗流速度过快，反而容易造成前缘突进，降低提液效果。

表7 最大提液幅度影响Table 7 Effect of maximum liquid production range

图6 流速对孔喉微观波及的影响Fig.6 Effect of flow velocity on micro sweep efficiency of pore throat

3 矿场提液应用实例

LD 油田地层原油黏度接近400 mPa⋅s，已处于热采界限，但受海上开发成本和效益约束，矿场采用冷采开发模式，分批次推进水平井大液量生产，单井提液幅度控制在7.5 倍左右，在高含水阶段有效挖潜剩余油。以2018 年提液实施井A05H、A12H 为例，提液后单井液量1 300~1 500 m3/d，单井平均日产油可达50 m3/d，生产数据见图7。