渤海河流相底水稠油油藏特高含水期极限驱油效率认识

李金宜，何逸凡，刘博伟，张运来，胡治华，洪 鑫

（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）

Q 油田位于渤海盆地，油层以河流相沉积为主，储层孔隙度在25%～45%之间，渗透率在（100～11 487）×10-3μm2之间，具有高孔、高渗的储集物性特征。油田水平井含水率在特高含水阶段长期稳定，部分井区目前的局部采出程度已经超过预测采收率，且剩余油分布复杂，影响因素较多[1-5]，常规驱油效率实验（小于100 PV）已不能描述特高含水期渗流参数的变化。有学者统计矿场密闭取心检查井强水洗段驱油效率最高可达89.7%，而室内实验要使驱油效率达到90%则注水倍数需要高达20 000 倍[6]。赵明月通过研究认为强底水油藏中间主流线及近井地带，驱替倍数可以到上万，水驱油孔隙体积倍数选用2 000 PV比较符合实际地层中高倍数驱替情况[7]。张俊廷等人开展了海上稠油油藏高倍水驱油效率实验，为现场优化注水，提高采收率提供了方向[8]。罗宪波等人分析了稠油高倍数水驱油效率的影响因素[9]。但这些文献只阐述了油藏通过高倍数水驱后可以得到较高驱油效率的表象，却未深入从实验数据中剖析产生这种现象的原因和机理。本文开展2 000 PV 的高倍数水驱条件下的极限驱油效率实验，以更好地挖掘渤海边底水发育的河流相砂岩不同类型储层的剩余油潜力。

1 实验方案设计

以渤海典型河流相底水油藏Q 油田为例，实验柱塞样品从Q 油田密闭取心井岩心上钻取，结合主力砂体物性和流体分布，样品渗透率分为5 000×10-3μm2和2 000×10-3μm2两类，每一类各钻取5 个柱塞。改变实验用模拟油黏度，每一类按照稀油、普1 类稠油和普2 类稠油等3 种流体类型开展2 000 PV 高倍数水驱油实验。通过对比分析不同流体类型在高倍数驱替过程中的驱油效率变化特征，为底水稠油油藏为何能够在特高含水阶段持续有效挖潜剩余油、保持长期稳产的原因提供实验机理参考。

1.1 实验设备及流程

实验采用恒速法。恒速法测定水驱油效率实验设备及流程如图1所示。

图1 实验设备及流程Fig.1 Experimental equipment and process

1.2 实验条件及参数

实验模拟油黏度分别为：28 mPa·s、65 mPa·s、78 mPa·s、167 mPa·s、260 mPa·s。

实验模拟地层水：标准盐水，矿化度10 000 mg/L。

实验步骤参照GB/T 28912—2012 标准[10]执行，仅在结束实验时由标准规定的驱替30 PV 或含水率99.95%改为驱替2 000 PV。

实验采用10 块天然岩心，参数及实验基础条件见表1。

表1 样品信息及实验条件Table 1 Sample information and experimental conditions

1.3 实验步骤

对每一块样品均采取下列步骤进行实验：

（1）岩心洗油烘干冷却后，称重，测量岩心长度、半径，测量岩心渗透率；

（2）抽空饱和模拟地层水，称量岩心湿重，计算孔隙体积和孔隙度；

（3）将100%饱和地层水的岩心放入岩心夹持器，连接流程，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；

（4）按照实验设计的速度进行水驱油实验，准确记录见水时的累积产油量、累积产液量；

（5）见水初期，加密记录，根据出油量的多少选择时间间隔，随出油量的不断下降，逐渐加长记录的时间间隔，达到实验设计要求的注水倍数时结束实验；

（6）计算水驱油效率，并绘制水驱油效率曲线。

2 实验结果

实验结果见表2及图2。

图2 不同模拟油黏度下在特高含水阶段的水驱油效率结果对比Fig.2 Comparison of water displacement efficiency results at ultra-high water cut stage under different simulated oil viscosity

表2 实验结果Table 2 Experimental results

实验结果表明：即使进入含水90%的特高含水阶段，水驱油效率值仍然随着含水和水驱倍数的增加而有较大幅度的增大，原油黏度越大，特高含水阶段水驱油效率值增幅越大。

3 实验数据分析

3.1 高倍数水驱极限驱油效率规律认识

在驱替2 000 PV 后得到的水驱极限驱油效率值受样品渗透率、模拟油黏度影响较大。在相同渗透率下，随着模拟油黏度增大，极限驱油效率值减小。在相同黏度下，极限驱油效率随着样品渗透率的增大而增大，并且增大幅度随模拟油黏度增大而增大。在样品渗透率2 000×10-3μm2下，260 mPa·s 的普2 类稠油样品极限驱油效率比28 mPa·s 的稀油样品极限驱油效率低6.9%。但样品渗透率增大到5 000×10-3μm2，两者极限驱油效率差异已经缩小到4.0%（图3）。

图3 渗透率2 000×10-3μm2 和5 000×10-3 μm2 样品在不同模拟油黏度下极限驱油效率对比Fig.3 Comparison of ultimate displacement efficiency of samples with permeability of 2 000×10-3 μm2 and 5 000×10-3 μm2 under different simulated oil viscosity

这个实验现象说明，高渗、特高渗的普2 类稠油储层岩心样品同样可以在高倍数水驱中取得很高的驱油效率。

3.2 驱油效率随驱替PV 数变化规律认识

对实验现象进一步深入分析，在室内实验中，驱油效率会随着驱替倍数增大而增大，当采出程度达到一定程度，驱油效率的增长幅度会趋向平缓，即出现增幅拐点。实验用岩心样品为高渗、特高渗疏松砂岩柱塞，其驱油效率出现的拐点对应的驱替倍数远远大于中低渗油藏岩心样品[11]。以样品渗透率为5 000×10-3μm2的实验结果为例[9]，6 号样稀油驱油效率在100 PV 处出现拐点，8 号样普1 类稠油在300 PV 处出现拐点，10 号样普2类稠油在1 000 PV 左右出现拐点（图4(a)）。可以看出，对于高渗、特高渗的岩心样品，驱油效率拐点均出现在较高驱替倍数和特高含水后期阶段。这个高水驱倍数下拐点的物理意义不同于常规水驱油过程在1 PV 附近的拐点，前者表示剩余油的高度分散，已非常接近残余油状态，后者仅表征一维活塞式驱替见水后，驱油效率由较高增速向较低增速的转变，此时样品尚富集较大量可动油。通过对标2 000 PV 下的极限驱油效率，对含水90%以后驱油效率贡献值计算，6 号样稀油占比53.0%，8 号样普1 类稠油占比58.7%，两者相差不大，但10 号样普2 类稠油在含水90%以后贡献占比高达72.1%。高渗、特高渗普2 类稠油储层在特高含水期理论上具有较大的挖潜潜力。另一方面，按照标准[10]结束实验的含水条件判断，实验驱替倍数基本都在100 PV 以内（图4(b)）。从表3可以看出，含水99.95%以后直至驱替2 000 PV，三种类型储层样品的驱油效率尚有4.3%～11.8%的增幅。

表3 高含水下不同类型储层驱油效率对比Table 3 Comparison of oil displacement efficiency of different types of reservoirs under high water cut

图4 驱油效率及含水率随驱替PV 数变化规律Fig.4 Variation of oil displacement efficiency and water cut with displacement PV number

3.3 单位PV 数下驱油效率变化规律认识

因此，针对3.1 和3.2 的实验现象，进一步开展高倍数水驱挖潜的机理研究，分析不同类型储层样品在高倍数水驱下驱油效率变化特征。建立单位PV 数下驱油效率（瞬时）这一指标（相邻记录的驱油效率差值/相邻记录的驱替倍数差值，%/PV）用以描述不同类型储层在水驱过程中驱油效率随驱替倍数的瞬时变化特征（图5）。

图5 不同类型储层瞬时驱油效率Fig.5 Instantaneous oil displacement efficiency of different types of reservoir

目标油田不同类型储层样品的单位PV 数下驱油效率（瞬时）在驱替倍数1 倍以内呈现较大差异，此阶段是高含水期前的含水主要上升阶段，而原油黏度是这个阶段影响瞬时驱油效率的最主要因素。在进入高含水期以后，各类型储层样品的瞬时驱油效率绝对值差异迅速减小，而这种微小的差异及变化特征会在后续高倍数驱替的累积放大作用下影响到最终的极限驱油效率。因此，对不同类型储层样品的单位PV 数下驱油效率（瞬时）按照一定的驱替倍数范围划分开展进一步的深入分析（图6）。

从图6(a)至图6(d)纵坐标变化可以看出，驱替倍数每增大10 倍，瞬时驱油效率范围值将减小10 倍左右。驱替倍数在0～1 PV 范围内，在相同PV 数下，瞬时驱油效率明显随原油黏度增大而减小，即普2 类稠油样品瞬时驱油效率始终低于普1 类稠油样品，普1 类稠油样品始终低于稀油样品，且在0.5 PV 以内，这种差异幅度相对较为显著。驱替倍数在1～100 PV 范围内，在相同PV 数下，不同类型储层样品瞬时驱油效率整体相差不大，但呈现时高时低现象，表现出储层流体类型与瞬时驱油效率关联性不大，各类型储层样品瞬时驱油效率随驱替倍数的变化趋势基本一致。驱替倍数在100～1 000 PV 范围内，在相同PV 数下，瞬时驱油效率随原油黏度增大而增大，即普2 类稠油样品瞬时驱油效率始终大于普1 类稠油样品，普1 类稠油样品始终大于稀油样品，且在100～500 PV 范围内，差异幅度相对较大。此时驱替倍数已超过常规驱替实验中的驱替倍数，进入高倍数水驱范围，而瞬时驱油效率的变化解释了图4(a)中在100 PV 以后，稀油储层样品驱油效率最先出现拐点，普1 类稠油储层样品次之，普2类稠油储层样品最后出现拐点的现象。驱油效率拐点是因为微观孔隙中的剩余油饱和度降低甚至分散到一定程度后才出现。而普2 类稠油储层样品由于较高的流体黏度影响，在初期较低驱替倍数中，孔隙中只有部分稠油采出，因此相当大一部分剩余油作为挖潜的物质基础才能在这个高倍数水驱阶段被采出（表4）[9]，而这也是目标油田普2 类稠油储层在特高含水期可以通过大液量生产实现剩余油挖潜的重要原因。驱替倍数在1 000 PV 以后，各类型储层样品瞬时驱油效率均降低到极低值且波动范围极小，此时则不再具备通过进一步放大驱替倍数进行剩余油挖潜的可行性。在整个高倍数水驱实验过程中，图6(d)揭示了此类底水稠油油藏之所以能在特高含水阶段高产、稳产，在矿场实现剩余油挖潜的机理所在。

表4 不同驱替倍数范围内驱油效率阶段增加值Table 4 Increment value of oil displacement efficiency stage within different PV ranges

图6 不同类型储层样品在不同PV 范围内的瞬时驱油效率曲线Fig.6 Instantaneous displacement efficiency curves of different types of reservoir samples within different PV ranges

4 实践指导

根据普2 类稠油样品驱油效率可在100～1 000 PV 的高倍数水驱过程中得到较大增加的实验认识，可有效指导现场普2 类稠油油藏通过提液、延长特高含水阶段生产时间等生产措施来有效挖潜此类油藏剩余油潜力。目标油田西区地层原油黏度260 mPa·s，D25H 井投产后底水突破，含水迅速升高。该井井控储量采出程度在含水达到90%时只有10%，在矿场多次实施大泵提液等生产措施下，目前已在特高含水阶段稳产近15年，采出程度已超过50%，采收率预测可达到60%，较提液前提高35%。结合实验机理，可在特高含水阶段继续有效挖潜剩余油，目前单井日产液量保持在1 000 m3（图7(a)）。在特高含水阶段，矿场通过强化水驱，增加水驱倍数，可以持续改善开发指标，提高最终采收率（图7(b)）。

图7 Q 油田D25H 特高含水期生产情况Fig.7 Production situation of Q oilfield at D25H during the ultra-high water cut stage

目标油田综合调整已在“十二五”实施完成，实现水平井细分层系开发。实验机理研究及矿场试验成果将推动油田在平台设施能力范围内为高倍数水驱在矿场规模化应用提供指导。这对海上相似类型油藏制定特高含水期开发策略具有重要借鉴意义。

5 结论

（1）对渗透率范围在（2 000～5 000）×10-3μm2、地层油黏度在28～260 mPa·s 的高渗稠油油藏，其高倍数水驱下的极限驱油效率，在相同渗透率下，随着模拟油黏度增大而减小；在相同黏度下，随着样品渗透率的增大而增大，且模拟油黏度越大，相应增大幅度越大。

（2）驱替倍数在100～1000 PV 范围内，在相同PV 数下，普2 类稠油样品瞬时驱油效率高于普1 类稠油，普1 类稠油样品瞬时驱油效率高于稀油，呈现出瞬时驱油效率随原油黏度增大而增大的现象，这是底水稠油油藏能在特高含水期通过大液量生产实现剩余油挖潜的重要机理。

（3）基于普2 类稠油样品在100～1000 PV 高倍数水驱阶段可较大幅度提高驱油效率的实验机理，可在矿场实施提液、优化注水等措施。渤海油田该类稠油油藏可以实现在特高含水期经济有效地挖潜剩余油。