王香增 ，高 濤，梁全勝，黨海龍

1.陜西延長(zhǎng)石油（集團(tuán)）有限責(zé)任公司，陜西 西安 710065 2.陜西省特低滲透油氣田勘探與開(kāi)發(fā)工程技術(shù)研究中心，陜西 西安 710065 3.陜西延長(zhǎng)石油（集團(tuán)）有限責(zé)任公司研究院，陜西 西安 710065

引言

低滲致密儲(chǔ)層油井壓裂投產(chǎn)是提高單井產(chǎn)量的有效手段，注水開(kāi)發(fā)是該類(lèi)油田穩(wěn)產(chǎn)提高采收率的重要措施[1-6]。由于低滲致密油藏儲(chǔ)層本身非均質(zhì)性強(qiáng)，油井壓裂容易加劇儲(chǔ)層非均質(zhì)性，非均質(zhì)性對(duì)注水過(guò)程中的水驅(qū)方向具有主導(dǎo)作用，易造成注入水沿著滲透率較大的孔道流動(dòng)，而小孔道則未充分水洗，平面上水驅(qū)不均勻、剖面上水驅(qū)不均衡[7-8]。國(guó)內(nèi)外研究表明，低滲致密油藏滲吸作用對(duì)提高采收率具有重要意義[9-11]，適度控制驅(qū)替速度可提高驅(qū)油效率，改善該類(lèi)油藏開(kāi)發(fā)效果，在礦場(chǎng)生產(chǎn)中，周期注水、注水吞吐等技術(shù)的應(yīng)用，可充分發(fā)揮油層毛管力吸水排油作用，能有效地提高水驅(qū)采收率[12-15]。

目前，關(guān)于低滲致密油藏注水開(kāi)發(fā)存在最佳驅(qū)替速度的機(jī)理，以及在礦場(chǎng)應(yīng)用中如何充分發(fā)揮最佳驅(qū)替速度的研究尚不完善。本文通過(guò)室內(nèi)巖芯核磁實(shí)驗(yàn)研究，確定鄂爾多斯盆地延長(zhǎng)組長(zhǎng)6 儲(chǔ)層最佳驅(qū)替速度，建立考慮毛管力的水驅(qū)油前緣推進(jìn)數(shù)學(xué)模型，對(duì)注水強(qiáng)度、采油參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化，在礦場(chǎng)示范區(qū)應(yīng)用后取得很好的效果，可為低滲致密油藏注水開(kāi)發(fā)提供新的思路和技術(shù)借鑒。

1 驅(qū)油效率與驅(qū)替速度實(shí)驗(yàn)

1.1 實(shí)驗(yàn)樣品及設(shè)備

實(shí)驗(yàn)樣品來(lái)自延長(zhǎng)油田西部地區(qū)長(zhǎng)6 儲(chǔ)層，其基礎(chǔ)參數(shù)見(jiàn)表1，水型以CaCl2型為主，礦化度為35 200 mg/L。選用該區(qū)原油為實(shí)驗(yàn)油樣，原油密度為0.84 g/cm3，50°C地面脫氣原油黏度為2.75 mPa·s，凝固點(diǎn)為16°C。采用高溫高壓相滲測(cè)試儀進(jìn)行測(cè)試，實(shí)驗(yàn)設(shè)備主要由驅(qū)替系統(tǒng)、夾持器以及計(jì)量系統(tǒng)組成。本次實(shí)驗(yàn)采用牛津Geospec 2/53核磁共振儀；LDY–150 高溫高壓動(dòng)態(tài)驅(qū)替系統(tǒng)。

表1 實(shí)驗(yàn)樣品基礎(chǔ)參數(shù)Tab.1 Basic parameters of experimental samples

1.2 實(shí)驗(yàn)步驟

對(duì)研究區(qū)內(nèi)巖芯進(jìn)行驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，并測(cè)試了部分巖芯在不同驅(qū)替速度下的核磁共振曲線(xiàn)，分析驅(qū)替速度與驅(qū)油效率的關(guān)系。

主要實(shí)驗(yàn)步驟如下：

（1）將巖芯放置于苯與酒精體積比為1：3 的萃取容器中洗油。

（2）待洗油結(jié)束后，將巖芯放置恒溫箱中加熱至105°C保持溫度不變48 h；取出測(cè)量巖芯干重，并采用穩(wěn)態(tài)法測(cè)量巖芯空氣滲透率。

（3）將巖芯充分飽和模擬地層水，測(cè)濕重，計(jì)算孔隙度。

（4）用30 000 mg/L 錳水，恒定流量0.5 mL/min驅(qū)替巖芯中的地層水，注入量為3～4 PV。

（5）將巖芯樣品以恒定流量0.5 mL/min 飽和實(shí)驗(yàn)?zāi)M原油，直到巖芯出口產(chǎn)液不含水為止；飽和原油結(jié)束時(shí)進(jìn)行核磁共振T2譜測(cè)試。

（6）對(duì)實(shí)驗(yàn)巖進(jìn)行恒定速度30 000 mg/L 錳水驅(qū)替，至出口產(chǎn)液不含原油為止，進(jìn)行核磁共振T2譜測(cè)試。

（7）對(duì)巖芯進(jìn)行二次洗油操作，重復(fù)步驟（1）～（6），以完成不同驅(qū)替速度的實(shí)驗(yàn)，每組實(shí)驗(yàn)結(jié)束時(shí)進(jìn)行核磁共振T2譜測(cè)試。

（8）對(duì)比不同驅(qū)替速度的核磁共振T2譜，計(jì)算不同速度條件下的水驅(qū)油效率，確定最佳注入速度。

1.3 結(jié)果分析

對(duì)研究區(qū)4 塊巖芯進(jìn)行驅(qū)替實(shí)驗(yàn)后，其驅(qū)油效率與驅(qū)替速度之間的關(guān)系如圖1 所示。

從圖1 可以看出，4 塊巖芯分別存在一個(gè)最佳的驅(qū)替速度，使得巖芯驅(qū)油效率最高，且最佳驅(qū)油效率集中在驅(qū)替速度為0.06～0.08 mL/min 時(shí)。

圖1 驅(qū)替速度對(duì)驅(qū)油效率的影響Fig.1 Effect of displacement speed on oil displacement efficiency

為了分析驅(qū)替速度對(duì)驅(qū)油效率的影響機(jī)制，選取了巖芯8–1 及巖芯23–1，測(cè)試了其驅(qū)替過(guò)程中核磁共振曲線(xiàn)的變化趨勢(shì)。

圖2 展示了巖芯8–1 與巖芯23–1 在不同驅(qū)替速率下的核磁曲線(xiàn)，從圖2 可見(jiàn)，存在一個(gè)最佳驅(qū)替速度使得核磁曲線(xiàn)與弛豫時(shí)間圍成的面積最小，在該驅(qū)替速度下，巖芯中的油相被驅(qū)出的最多。

圖2 不同驅(qū)替速率下的核磁曲線(xiàn)Fig.2 Nuclear magnetic curves at different displacement rates

原始核磁曲線(xiàn)是巖芯各孔隙尺度自由弛豫的疊加，對(duì)不同驅(qū)替速度下的核磁曲線(xiàn)進(jìn)行分解后，可得到部分分量譜的核磁共振T2譜分解信號(hào)（圖3），通過(guò)分析各分量譜所具有的物理意義，可以探究驅(qū)替速度對(duì)采收率的影響機(jī)理。

圖3 核磁共振T2 譜分解信號(hào)Fig.3 Magnetic resonance T2 spectral decomposition signal

由于核磁信號(hào)測(cè)量及反演過(guò)程均滿(mǎn)足中心極限定理，因此核磁共振T2譜可看作是多個(gè)Gaussian函數(shù)的線(xiàn)性疊加，對(duì)T2譜進(jìn)行分解即可得到2～5 個(gè)具有正態(tài)分布特性的分量譜，再以分量譜函數(shù)作為擬合函數(shù)對(duì)原始T2譜擬合逼近，從而可以確定擬合效果最佳的分量特征譜。Gaussian 函數(shù)具有兩個(gè)特征參數(shù)，均值a與均方差σ[16]。本文采用卷積法尋找原始核磁數(shù)據(jù)中分量譜的隱藏均值，再根據(jù)高斯擬合確定分量譜均方差。得到原始譜的分量結(jié)果后，分別對(duì)比飽和油巖芯在不同驅(qū)替速度下，核磁共振主要分量譜的變化趨勢(shì)，構(gòu)建各孔隙尺度下剩余油分布圖。

以巖芯8–1 為例，將圖2a 按照不同驅(qū)替速度進(jìn)行二維投影得到圖4a。采用卷積法對(duì)原始核磁曲線(xiàn)拆分后，將代表可動(dòng)油信息的分量譜以同樣方式繪制，圖4b 代表小孔隙內(nèi)可動(dòng)油剩余情況，圖4c 代表大孔隙內(nèi)可動(dòng)油剩余情況。

對(duì)圖2b 采取類(lèi)似操作，得到巖芯23–1 的可動(dòng)油剩余情況、小孔隙和大孔隙的可動(dòng)油剩余情況如圖4d、圖4e 和圖4f 所示。

圖4 不同驅(qū)替速度下孔隙含油飽和度的變化Fig.4 Variation of pore oil saturation under different displacement rates

使用核磁譜面積表征各孔隙尺度下殘余油含量，并用原始核磁曲線(xiàn)面積對(duì)每個(gè)分量譜面積進(jìn)行歸一化，得到不同驅(qū)替速度下的歸一化殘余油變化曲線(xiàn)，如圖5 所示。

圖5 不同驅(qū)替速度下的歸一化殘余油變化曲線(xiàn)Fig.5 Normalized residual oil change curve at different displacement rates

驅(qū)替實(shí)驗(yàn)和核磁測(cè)試表明，低滲致密巖芯均存在一個(gè)最佳驅(qū)替速度使得驅(qū)油效率最佳。在滲吸作

用下，當(dāng)基質(zhì)內(nèi)流體飽和度大于基質(zhì)邊界流體飽和度時(shí)，基質(zhì)內(nèi)油相的滲吸作用才能自發(fā)發(fā)生，如果基質(zhì)孔隙出口端油相不能被及時(shí)驅(qū)走，則滲吸作用在一定程度上受限，所以驅(qū)替速度低于最佳驅(qū)替速度時(shí)驅(qū)替速度與驅(qū)油效率存在正相關(guān)關(guān)系。當(dāng)驅(qū)替速度過(guò)大時(shí)，水相沿著大孔隙突進(jìn)，注入水的波及體積下降，同時(shí)滲吸交換時(shí)間不足滲吸作用不能充分發(fā)揮，小孔隙原油采出程度也降低。

2 注水強(qiáng)度圖版

2.1 模型建立

模型假設(shè)條件：（1）儲(chǔ)層物性均質(zhì)；（2）流體不可壓縮，為一維同方向流動(dòng)；（3）油水黏度保持不變；（4）驅(qū)動(dòng)力為水驅(qū)；（5）油水驅(qū)替過(guò)程中考慮毛管力，不考慮重力差異；（6）水驅(qū)過(guò)程中的滲流截面積是個(gè)變值，在面積波及系數(shù)的基礎(chǔ)上引入修正系數(shù)，計(jì)算過(guò)程中滲流面積為飽和度的函數(shù)，模型示意圖如圖6 所示。

圖6 油水兩相水驅(qū)模型示意圖Fig.6 Schematic diagram of oil-water two-phase water flooding model

計(jì)算驅(qū)油效率與注水強(qiáng)度的關(guān)系圖版之前，首先以非穩(wěn)態(tài)相滲實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)計(jì)算考慮毛管力的相滲曲線(xiàn)，然后過(guò)壓汞實(shí)驗(yàn)得到毛管力與含水飽和度的關(guān)系，以此為基礎(chǔ)對(duì)考慮毛管力的貝克萊-列維爾特方程（B–L 方程）進(jìn)行計(jì)算，最終建立所需的數(shù)學(xué)模型。關(guān)鍵公式計(jì)算如下。

（1）考慮毛管力的油水相對(duì)滲透率計(jì)算

由式（1）和式（2）可見(jiàn)，水相相對(duì)滲透率不受毛管力影響，通過(guò)非穩(wěn)態(tài)實(shí)驗(yàn)即可得到。油相相對(duì)滲透率計(jì)算則涉及毛管力梯度的求解，無(wú)法通過(guò)實(shí)驗(yàn)直接測(cè)得。

（2）考慮毛管力的分流量方程

聯(lián)立上述方程即可得到考慮毛管力的相滲曲線(xiàn)以及含水率曲線(xiàn)。

（3）考慮毛管力及滲流面積變化的B–L 方程

忽略流體壓縮性，一維均質(zhì)地層水驅(qū)油過(guò)程中的等飽和度面移動(dòng)方程為

式（6）中，含水率由式（4）進(jìn)行計(jì)算，滲流截面積用式（5）計(jì)算，則式（6）即為考慮了毛管力以及滲流面積變化的前緣推進(jìn)速度移動(dòng)方程。

由于低滲致密巖性油藏開(kāi)發(fā)初期油水同儲(chǔ)，油藏中存在可流動(dòng)含水飽和度，因此，前緣含水飽和度的確定需要以初始可流動(dòng)含水飽和度為起點(diǎn)做含水率的切線(xiàn)，確定方法如圖7 所示。

圖7 初始可流動(dòng)含水飽和度條件下水驅(qū)前緣飽和度的確定Fig.7 Determination of water flooding front saturation under the condition of initial water saturation

當(dāng)水驅(qū)前緣到達(dá)出口端后，可通過(guò)累計(jì)注入量來(lái)確定出口端含水率和含水飽和度數(shù)值。任意時(shí)刻油井的采出程度為

2.2 模型驗(yàn)證

為了檢驗(yàn)上述模型的可靠性，將模型計(jì)算的注入量和采出程度的關(guān)系曲線(xiàn)與實(shí)驗(yàn)測(cè)試結(jié)果進(jìn)行對(duì)比，如圖8 所示，所需油水相滲曲線(xiàn)和毛管力曲線(xiàn)如圖9 所示。

圖8 模型計(jì)算結(jié)果與水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果對(duì)比Fig.8 Comparison between model calculation results and water flooding experimental results

圖9 油水相滲和毛管力曲線(xiàn)Fig.9 Oil-water relative permeability and capillary force curves

圖8 驗(yàn)證了該模型可以較好地模擬考慮毛管力的低滲致密油藏水驅(qū)過(guò)程。理論計(jì)算與實(shí)驗(yàn)存在差異的主要原因是，模型計(jì)算中考慮了初始可流動(dòng)含水的影響，導(dǎo)致模型中拐點(diǎn)值相對(duì)于實(shí)驗(yàn)值偏低。

2.3 注水強(qiáng)度優(yōu)化圖版

根據(jù)所建立的數(shù)學(xué)模型，繪制了不同滲透率下儲(chǔ)層注水強(qiáng)度優(yōu)化圖版，如圖10 所示。由圖10可見(jiàn)，當(dāng)注水強(qiáng)度小于0.50 m3/（d·m）時(shí)，隨著注水強(qiáng)度的增加，采出程度逐漸上升；當(dāng)注水強(qiáng)度在0.85～1.20 m3/（d·m）時(shí)，不同滲透率的儲(chǔ)層采出程度達(dá)到最大值。依據(jù)該圖版可以指導(dǎo)油藏不同滲透率井組注水開(kāi)發(fā)過(guò)程中的配注量調(diào)整，有效避免開(kāi)發(fā)過(guò)程中高配注導(dǎo)致油井見(jiàn)水早，低配注導(dǎo)致產(chǎn)液量低的問(wèn)題。

圖10 不同滲透率下儲(chǔ)層注水強(qiáng)度優(yōu)化圖版Fig.10 Optimization of water injection intensity in different permeability reservoirs

3 礦場(chǎng)應(yīng)用

3.1 區(qū)塊概況

ZC 區(qū)塊長(zhǎng)6 儲(chǔ)層孔隙度最大為18.90%，最小為1.40%，平均為11.16%，中值為11.10%；滲透率最大為9.700 mD，最小為0.006 mD，平均為0.745 mD，中值為0.214 mD。油藏沒(méi)有統(tǒng)一的油水界面，油水分異不明顯，儲(chǔ)層內(nèi)油水混儲(chǔ)，總體上長(zhǎng)6 油藏為典型的巖性油藏。截至2022 年2 月，共有油井開(kāi)井190 口，水井開(kāi)井71 口。平均單井日產(chǎn)液2.71 m3，平均單井日產(chǎn)油1.56 t，平均含水37.2%。

區(qū)塊注水開(kāi)發(fā)經(jīng)歷3 個(gè)階段。（1）天然開(kāi)采階段：2008 年1 月--2010 年9 月，處于天然開(kāi)發(fā)階段，隨著新井的逐漸增加，產(chǎn)量逐漸上升；（2）規(guī)模注水階段：2010 年9 月--2015 年7 月，隨著油井投產(chǎn)及注水井不斷投注，注水井注水量不斷增加，以后保持相對(duì)穩(wěn)定；（3）適度溫和注水調(diào)整階段：2015 年7月至今，油水井開(kāi)井?dāng)?shù)基本趨于穩(wěn)定后，注水效果較好，產(chǎn)量穩(wěn)定，且含水上升平穩(wěn)。

3.2 主要做法與效果

適度溫和注水策略：根據(jù)油層展布和見(jiàn)水特征進(jìn)行矢量化井網(wǎng)完善，與國(guó)內(nèi)同行具有相同的認(rèn)識(shí)[20]；剖面上采用精細(xì)分層注水，前期籠統(tǒng)注水、后期結(jié)合吸水剖面測(cè)試結(jié)果進(jìn)行分層注水開(kāi)發(fā)；根據(jù)本文建立的適度溫和注水圖版確定注水井注水強(qiáng)度，控制注水強(qiáng)度在0.85～1.20 m3/（d·m）。對(duì)油井進(jìn)行差異化井底流壓控制，抽油泵沉沒(méi)度控制在100～150 m，優(yōu)化注采壓差的思路就是使一個(gè)注采井組內(nèi)各個(gè)方向上油井的見(jiàn)水時(shí)間盡量一致，達(dá)到平面上油井同步受效、提高注水平面波及面積的目的。

根據(jù)文獻(xiàn)[21-22]含水率與采出程度評(píng)價(jià)方法對(duì)開(kāi)發(fā)調(diào)整進(jìn)行效果評(píng)價(jià)，適度溫和注水技術(shù)的應(yīng)用使得區(qū)塊采收率從20%提高到24%，提高了4 個(gè)百分點(diǎn)（圖11）。

圖11 ZC 區(qū)塊注水開(kāi)發(fā)效果評(píng)價(jià)Fig.11 Evaluation of water injection development effect in ZC Block

4 結(jié)論

（1）ZC 區(qū)塊4 塊巖芯均在存在最佳的驅(qū)替速度，使得巖芯驅(qū)油效率最高，實(shí)驗(yàn)中最佳驅(qū)油效率集中在驅(qū)替速度為0.06～0.08 mL/min。礦場(chǎng)實(shí)踐中，控制注水強(qiáng)度在0.85～1.20 m3/（d·m），抽油泵沉沒(méi)度控制在100～150 m，開(kāi)發(fā)效果明顯變好，水驅(qū)采收率從20%提高到24%。

（2）低滲致密油藏注水開(kāi)發(fā)中控制注水強(qiáng)度，充分發(fā)揮滲吸-驅(qū)替雙重作用對(duì)提高水驅(qū)采收率具有重要意義。本次研究通過(guò)在經(jīng)典的B–L 方程中考慮毛管力曲線(xiàn)對(duì)滲吸作用進(jìn)行表征，與實(shí)際油田開(kāi)發(fā)中滲吸規(guī)律特征存在一定差異，下一步還需對(duì)滲吸規(guī)律在數(shù)值模擬中的表征應(yīng)用進(jìn)行深入研究。

符號(hào)說(shuō)明

Krw2--水相相對(duì)滲透率，%；

fw2--出口端含水率，%；

qt--注水速度，m3/d；

μw--水相黏度，mPa·s；

L--巖芯長(zhǎng)度，m；

V--累計(jì)注入量，PV；

A--滲流截面積，m2；

K--絕對(duì)滲透率，D；

Δp--巖芯兩端壓差，MPa；

Kro2--油相相對(duì)滲透率，%；

μo--油相黏度，mPa·s；

pc--毛管壓力，MPa；

Sw--含水飽和度，%；

x--流動(dòng)距離，m；

Wi--累計(jì)注水量，m3；

fw--含水率，%；

λw--水相流度，D/(mPa·s)；

λw--油相流度，D/(mPa·s)；

A1--儲(chǔ)層截面積，m2；

vf--前緣推進(jìn)速度，m/d；

t--時(shí)間，d；

Swf--前沿含水飽和度，%；

Ro--采出程度，%；

Np--累計(jì)產(chǎn)油量，m3；

L1--儲(chǔ)層長(zhǎng)度，m；

φ--孔隙度，%；

Swcc--初始可流動(dòng)含水飽和度，%。