胡廷惠 劉 東 于登飛 付 蓉 章 威

(中海石油(中國(guó))有限公司天津分公司)

0 引 言

研究和實(shí)踐表明，底水油藏在國(guó)內(nèi)外油田中分布廣泛，借助水平井可有效開(kāi)發(fā)底水油藏，其中油水運(yùn)動(dòng)規(guī)律研究是關(guān)鍵[1-3]。主要原因在于水平井與油藏接觸面積大，因而滲流阻力小，可降低底水的錐進(jìn)速度，延長(zhǎng)無(wú)水采油期，從而提高油井的產(chǎn)量和采收率[4-7]。目前，底水稠油油藏的見(jiàn)水機(jī)理和規(guī)律的研究仍然是一個(gè)難題，普遍認(rèn)為水平井合理生產(chǎn)壓差的確定和防堵水更是困難[8-12]。很多學(xué)者對(duì)該類油藏的油井產(chǎn)能及水錐特性展開(kāi)了大量研究，但由于底水錐進(jìn)問(wèn)題定解條件的非線性，使得該問(wèn)題難以進(jìn)行解析求解[13-20]。目前對(duì)于水平井多是將三維問(wèn)題轉(zhuǎn)化為二維平面問(wèn)題處理，直井則多利用等值滲流阻力法將油藏中流體的流動(dòng)劃分為符合不同流動(dòng)規(guī)律的流動(dòng)區(qū)域，然后利用各流動(dòng)區(qū)域所符合的流動(dòng)規(guī)律進(jìn)行近似計(jì)算[21-22]。無(wú)論水平井和直井，都缺乏底水稠油油藏水驅(qū)油機(jī)理的實(shí)驗(yàn)資料。

為直觀地反映底水稠油油藏油水運(yùn)動(dòng)規(guī)律和水平井生產(chǎn)特征，研發(fā)了底水稠油油藏水平井物理模擬實(shí)驗(yàn)裝置，并以渤海Q底水稠油油藏為原型，利用相似原理，對(duì)不同粘度的模擬原油在不同壓差條件下進(jìn)行水驅(qū)油的物理模擬實(shí)驗(yàn)，探索影響底水稠油油藏生產(chǎn)關(guān)鍵參數(shù)的變化規(guī)律，以期為該類油藏的科學(xué)開(kāi)發(fā)提供借鑒和指導(dǎo)。

1 物理模擬實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)

1.1 實(shí)驗(yàn)裝置

整套實(shí)驗(yàn)裝置主要由平板油藏模型、氮?dú)馄?、真空泵、水源、壓力傳感器、天平、油水分離計(jì)量裝置、計(jì)算機(jī)及數(shù)據(jù)自動(dòng)采集系統(tǒng)組成(圖1)。平板油藏模型是可視的，在實(shí)驗(yàn)過(guò)程可以用相機(jī)實(shí)時(shí)觀測(cè)并記錄驅(qū)替現(xiàn)象的變化，以及觀察底水稠油油藏水平井開(kāi)發(fā)的見(jiàn)水規(guī)律。

圖1 底水油藏水驅(qū)實(shí)驗(yàn)裝置

1.2 相似準(zhǔn)則生產(chǎn)壓差研究

相似準(zhǔn)則是物理模擬的基礎(chǔ)，通過(guò)一系列的相似準(zhǔn)數(shù)(表1)可以將油田現(xiàn)場(chǎng)的單井模型按比例轉(zhuǎn)換為能在實(shí)驗(yàn)室進(jìn)行實(shí)驗(yàn)的小模型，并使物理實(shí)驗(yàn)結(jié)果更加可信。相似準(zhǔn)則研究基本假設(shè)如下：(1)油藏水平等厚；(2)油藏中的流體流動(dòng)過(guò)程按油、水兩相處理，且油水不相容；(3)整個(gè)開(kāi)采過(guò)程為等溫開(kāi)采；(4)油水粘度保持不變；(5)滲流介質(zhì)為多孔介質(zhì)，且具有各向同性；(6)流體在油藏中的流動(dòng)滿足達(dá)西定律。井距、原油密度、重力加速度相似準(zhǔn)數(shù)分別為694.444、1.047、1。

表1 相似準(zhǔn)則參數(shù)

根據(jù)相似準(zhǔn)則以及油田實(shí)際的生產(chǎn)壓差，計(jì)算出實(shí)驗(yàn)室條件下與之對(duì)應(yīng)的壓差，并驗(yàn)證相似準(zhǔn)數(shù)，具體參數(shù)見(jiàn)表2。

表2 不同壓差相似準(zhǔn)則參數(shù)

表2說(shuō)明本實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ偷纳a(chǎn)壓差滿足相似準(zhǔn)則，實(shí)現(xiàn)了油田現(xiàn)場(chǎng)原型與物理模型之間生產(chǎn)壓差的相互換算。渤海Q底水稠油油藏水平井生產(chǎn)壓差范圍0.4～2.5 MPa，注采井距250～300 m。實(shí)驗(yàn)中選取不同生產(chǎn)壓差(0.8、1.0、1.2、1.5、2.0、3.0、5.0 MPa)進(jìn)行研究，由此計(jì)算得到壓力梯度最大為5 MPa/250 m(即0.02 MPa/m)，用此壓力梯度計(jì)算得到實(shí)驗(yàn)室條件下的最大注采驅(qū)替壓差約為0.02 MPa/m×0.36 m(即0.007 2 MPa)。

1.3 實(shí)驗(yàn)步驟

水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)有穩(wěn)態(tài)法和非穩(wěn)態(tài)法兩種。穩(wěn)態(tài)法通過(guò)測(cè)量穩(wěn)態(tài)驅(qū)替下的壓差和流量，并直接用達(dá)西公式計(jì)算出相對(duì)滲透率曲線，因此其結(jié)果精確度主要取決于實(shí)驗(yàn)過(guò)程的穩(wěn)定性和參數(shù)計(jì)量的精確性。穩(wěn)態(tài)法的優(yōu)點(diǎn)是精確度高，最大的缺點(diǎn)是測(cè)量周期太長(zhǎng)。非穩(wěn)態(tài)法的實(shí)驗(yàn)時(shí)間比較短，流體的流動(dòng)過(guò)程與實(shí)際油藏基本相同，因此采用非穩(wěn)態(tài)法進(jìn)行水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)。

實(shí)驗(yàn)步驟：(1)連接好裝置，如圖1所示，計(jì)量管倒放(里面盛水)，開(kāi)啟壓差傳感器及數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)；(2)放置好天平，天平通電15 min后，在天平上放置干凈的燒杯；(3)用水頭壓力來(lái)測(cè)試和校正壓差傳感器，確定不同水頭壓力對(duì)應(yīng)的驅(qū)替壓差(壓差傳感器量程選用要對(duì)應(yīng))，其值為4.4、4.7、5.0、5.4、6.1、7.5、10.3 kPa；(4)利用水頭壓力，將水注入模型，打開(kāi)閥門(mén)K1、K3、K4，關(guān)閉K5，開(kāi)始水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)；(5)調(diào)節(jié)驅(qū)替壓差至指定值，待其穩(wěn)定后，油進(jìn)入計(jì)量管時(shí)，確定起始時(shí)刻；(6)需讀取數(shù)據(jù)包括：時(shí)間、天平讀數(shù)、計(jì)量管油水界面讀數(shù)、驅(qū)替壓差；(7)從起始時(shí)刻開(kāi)始，根據(jù)計(jì)量管中油水界面的變化(初期變化大，后期變化小，記錄間隔為2 mL)，確定記錄時(shí)間，反復(fù)讀數(shù)，注意出口管線中的液體，當(dāng)出現(xiàn)一個(gè)水滴時(shí)，記錄其進(jìn)入計(jì)量管的時(shí)刻，即為見(jiàn)水時(shí)間，見(jiàn)水后根據(jù)產(chǎn)油量，按需加密記錄，直至油水界面不變化；(8)含水率達(dá)到98%的時(shí)候，測(cè)定殘余油條件下不同流速時(shí)水相有效滲透率；(9)穩(wěn)定時(shí)間間隔，記錄天平讀數(shù)，驅(qū)替壓差；(10)連續(xù)測(cè)量三次，相對(duì)誤差小于3%；(11)撤離計(jì)量管與天平上的燒杯；(12)實(shí)驗(yàn)結(jié)束，關(guān)閉閥門(mén)K2、K3、K4。

2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果與分析

2.1 滲透率的影響

圖2是滲透率為2.82×103mD時(shí)水驅(qū)油的飽和度圖(紅色為原油，白色為水，水平井部署在模型底部)。由圖2可知，水驅(qū)油過(guò)程以平行推進(jìn)為主，見(jiàn)水時(shí)間長(zhǎng)，無(wú)水采收率高。

圖3是原油粘度為22 mPa·s且生產(chǎn)壓差為0.004 4 MPa時(shí)，滲透率為2.82×103mD與8.38×103mD的采出程度與注入倍數(shù)的關(guān)系曲線。由圖3可知，在不同滲透率下，采出程度與注入倍數(shù)的關(guān)系曲線重合，可見(jiàn)水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)對(duì)滲透率并不敏感，所以后續(xù)的實(shí)驗(yàn)將采用滲透率2.82×103mD。

圖2 滲透率為2.82×103 mD時(shí)水驅(qū)油飽和度

圖3 不同滲透率條件下采出程度與注入倍數(shù)對(duì)比

2.2 生產(chǎn)井井型的影響

圖4是粘度為74 mPa·s、壓差為0.005 4 MPa時(shí)水平井與定向井注水的水驅(qū)油飽和度變化圖(左為水平井注水，右為定向井注水)。水平井注水與定向井注水都可見(jiàn)到錐進(jìn)現(xiàn)象，但定向井注水驅(qū)替見(jiàn)水時(shí)間更快。定向井注水時(shí)實(shí)驗(yàn)前期是從裂縫中間部分開(kāi)始驅(qū)替，見(jiàn)水后再向兩邊延伸驅(qū)替；水平井注水時(shí)實(shí)驗(yàn)前期是先從兩邊開(kāi)始驅(qū)替，見(jiàn)水后再向中間延伸驅(qū)替。

圖4 粘度為74 mPa·s時(shí)不同時(shí)刻水驅(qū)油飽和度

對(duì)水平井與定向井注水時(shí)粘度為74 mPa·s水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)各七組不同壓差下的數(shù)據(jù)進(jìn)行對(duì)比與分析，并計(jì)算與繪制七組實(shí)驗(yàn)采出程度與生產(chǎn)時(shí)間的關(guān)系曲線、采出程度與注入倍數(shù)的關(guān)系曲線、含水率與生產(chǎn)時(shí)間、采出程度與含水率的關(guān)系曲線，如圖5所示。由圖5可知，在相同壓差下水平井注水驅(qū)替效率比定向井注水驅(qū)替效率高，且在相同注入倍數(shù)下水平井注水驅(qū)替的采出程度比定向井要高，而水平井注水驅(qū)替的含水率比定向井要低；說(shuō)明對(duì)粘度為74 mPa·s的底水稠油油藏，水平井注水比定向井注水開(kāi)發(fā)效果好。

2.3 生產(chǎn)壓差的影響

當(dāng)原油粘度為22 mPa·s時(shí)，進(jìn)行水平井注水不同壓差下的水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，發(fā)現(xiàn)壓差為0.003 6、0.003 9、0.004 4、0.004 7、0.005 0、0.005 4 MPa時(shí)，前期出現(xiàn)小范圍的錐進(jìn)現(xiàn)象，后期以平行推進(jìn)為主，驅(qū)替效率較高；而壓差為0.006 1、0.007 5、0.010 3 MPa的水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，整個(gè)驅(qū)替過(guò)程都有一定的錐進(jìn)現(xiàn)象，驅(qū)替效率比前幾個(gè)壓差實(shí)驗(yàn)的低(圖6，左為壓差0.004 4 MPa，右為壓差0.006 1 MPa)。表3是原油粘度為22 mPa·s時(shí)，不同壓差下的水平井注水實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)。由表3可知，生產(chǎn)壓差越小，最終產(chǎn)油量越大，無(wú)水采油期越長(zhǎng)，無(wú)水采收率越大，產(chǎn)水量越小，驅(qū)替效率越高；說(shuō)明在相同注入倍數(shù)下，采出程度越高。

圖5 相同壓差時(shí)水平井與定向井生產(chǎn)曲線對(duì)比

2.4 原油粘度的影響

圖7是22、74、260 mPa·s三個(gè)粘度在壓差為0.005 4 MPa條件下進(jìn)行水平井注水驅(qū)油的實(shí)驗(yàn)對(duì)比。可以看出，當(dāng)注入倍數(shù)小于1.5時(shí)，粘度為260 mPa·s的采出程度最低，粘度為22 mPa·s的采出程度最高；當(dāng)注入倍數(shù)超過(guò)1.5時(shí)，粘度為260 mPa·s的采出程度最低，粘度為74 mPa·s的采出程度最高?？梢?jiàn)提高注入倍數(shù)可以提高稠油采出程度，即在稠油油田通過(guò)增注提液等措施可以改善開(kāi)發(fā)效果。

圖6 粘度為22 mPa·s時(shí)不同時(shí)刻水驅(qū)油飽和度

表3 粘度為22 mPa·s時(shí)水平井注水時(shí)不同壓差下水驅(qū)油數(shù)據(jù)

圖7 壓差為0.005 4 MPa時(shí)不同粘度水平井注水生產(chǎn)曲線對(duì)比

3 礦場(chǎng)應(yīng)用

渤海Q底水油藏油柱高度6～20 m，儲(chǔ)集層具有高孔、高滲的物性特征，垂向韻律為正韻律；地層原油粘度為22、74、260 mPa·s；底水能量較強(qiáng)，水體倍數(shù)為30～50倍。底水油藏調(diào)整前采用定向井開(kāi)發(fā)，綜合含水率達(dá)90%左右，采出程度僅10%。為了提高底水油藏的儲(chǔ)量動(dòng)用程度和水驅(qū)采收率，根據(jù)實(shí)驗(yàn)研究成果，開(kāi)展了調(diào)整方案研究，優(yōu)化了水平井注采井距、注采井網(wǎng)以及水平井合理生產(chǎn)壓差(表4)，并改善了開(kāi)發(fā)效果，采油速度由0.8%提高到1.5%，水驅(qū)采收率由18%提高到30%。

表4 渤海Q底水油藏水平井布井參數(shù)優(yōu)化結(jié)果與實(shí)施效果統(tǒng)計(jì)

4 結(jié)論與建議

通過(guò)相似準(zhǔn)則，實(shí)現(xiàn)了油田現(xiàn)場(chǎng)原型與物理模型之間生產(chǎn)壓差的相互換算，現(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐證明，實(shí)驗(yàn)結(jié)果可有效指導(dǎo)生產(chǎn)。

(1)原油粘度為22 mPa·s水平井注水的驅(qū)替實(shí)驗(yàn)隨著壓差的增加，見(jiàn)水時(shí)間越快，無(wú)水期采收率越低；原油粘度為74 mPa·s水平井與定向井注水的驅(qū)替實(shí)驗(yàn)在壓差為0.005 4 MPa時(shí)見(jiàn)水時(shí)間最長(zhǎng)，無(wú)水采收率最高；原油粘度為260 mPa·s水平井注水的驅(qū)替實(shí)驗(yàn)隨著壓差的增加，見(jiàn)水時(shí)間越快，無(wú)水采收率越低；原油粘度為260 mPa·s定向井注水的驅(qū)替實(shí)驗(yàn)也是在壓差為0.005 4 MPa時(shí)見(jiàn)水時(shí)間最長(zhǎng)，無(wú)水采收率最高。

(2)在同一壓差下，水平井注水驅(qū)替的實(shí)驗(yàn)粘度為22 mPa·s的無(wú)水采油期最長(zhǎng)，無(wú)水采收率最高；實(shí)驗(yàn)粘度為260 mPa·s的無(wú)水采油期最短，無(wú)水采收率最低；定向井注水驅(qū)替的實(shí)驗(yàn)粘度為74 mPa·s的無(wú)水采油期比粘度為260 mPa·s的要長(zhǎng)，無(wú)水采收率要高。

(3)在同一粘度同一壓差下，水平井注水的見(jiàn)水時(shí)間比定向井注水更長(zhǎng)，無(wú)水采收率更高。