楊 莉 ，胡義升，劉廣為，郭 平，楊寶泉

1.中國海洋石油國際有限公司，北京 朝陽 100020 2.油氣藏地質(zhì)與開發(fā)工程國家重點實驗室·西南石油大學，四川 成都 610500

引言

深水濁積砂巖油田是全球分布范圍最廣的油藏類型，也是近年來全球油氣勘探重大發(fā)現(xiàn)的主要來源，研究深水濁積砂巖儲層的開發(fā)規(guī)律，對高效開發(fā)該類油田具有重要的現(xiàn)實意義。濁積水道內(nèi)部構(gòu)型特征復雜，不同期次水道受到沉積環(huán)境的影響，擺動遷移，相互疊置，其中，水道切疊模式是典型的構(gòu)型模式之一，并且不同期次水道疊置比例是影響儲層非均質(zhì)性和開發(fā)效果的重要因素，研究不同復合水道切疊模式下水驅(qū)波及規(guī)律對深水濁積油藏高效開發(fā)井網(wǎng)部署和剩余油挖潛具有重要的意義[1-3]。

目前，國內(nèi)外學者針對深水濁積砂巖油藏地質(zhì)構(gòu)造、不同深水水道構(gòu)型及連通模式方面已開展了大量的研究[4-10]，但對不同水道構(gòu)型模式下的水驅(qū)波及規(guī)律研究相對較少[11-14]，國內(nèi)學者在水驅(qū)滲流實驗開展了大量的機理研究[15-20]，但現(xiàn)有物理模型對深水復合水道構(gòu)型模式下的儲層非均質(zhì)性沒有較好地體現(xiàn)[21-26]。為此，建立了大尺度二維剖面濁積砂巖油藏物理模型，在高溫高壓條件下開展了切疊型復合水道構(gòu)型模式的水驅(qū)波及實驗研究，同時，利用數(shù)模方法研究不用疊置條件下的水驅(qū)特征，深入認識該類地質(zhì)模式下的剩余油分布規(guī)律，為該類地質(zhì)模式的開發(fā)優(yōu)化和挖潛提供重要的參考依據(jù)。

1 切疊型復合水道構(gòu)型模式特征及其表征

1.1 深水濁積油藏切疊型復合水道構(gòu)型特征

受地形地貌、沉積環(huán)境、物源供給及水動力等多種因素影響，深水濁積水道通常呈現(xiàn)縱向疊置下切、側(cè)向擺動遷移的特征。圖1 所示為典型的切疊型復合水道構(gòu)型模式，是深水濁積砂巖油藏最常見的一種構(gòu)型模式。

圖1 深水濁積油藏典型復合水道構(gòu)型模式示意圖Fig.1 Typical complex channel configuration model of deep-water turbidite reservoir

深水水道與正常河流水道在遷移類型上存在較大差異，通常情況下，正常曲流河道沉積在側(cè)向遷移上具有連續(xù)性，而深水濁積水道縱向晚期水道下切早期水道，平面擺動幅度變大時，其下切比變小甚至互不影響，總體上而言，單期次水道間平面和縱向相互疊置是深水濁積類油藏的最典型特征，因此，研究疊置模式下的水驅(qū)油規(guī)律具有較強的代表性。

1.2 深水濁積油藏典型單一水道內(nèi)部物性特征

對于切疊型復合水道，兩期水道之間通常無泥巖隔層滲流屏障遮擋，但單一水道內(nèi)部儲層物性存在一定的差異。

以西非A 油田為例，圖2 為典型井在井段4 160～4 240 m 處的測井曲線。

由圖2 可以看出，由于單一水道底部常見滯留沉積，沉積含礫砂巖，所以測井滲透率相對較低，一般為200～400 mD；向上過渡為細砂、中砂巖，儲層物性好，呈高滲特征，滲透率為800～1 500 mD；頂部逐漸過渡，儲層物性逐漸變差，滲透率相對較低，為200～600 mD。

圖2 西非A 油田典型井測井曲線Fig.2 Logging curves of typical wells at A Oilfield in West Africa

1.3 切疊型復合水道構(gòu)型模式表征方法

根據(jù)不同期次水道空間分布規(guī)律，可以用橫向疊置比和縱向疊置比（圖3）來表征切疊型復合水道的構(gòu)型特征。

圖3 切疊型復合水道疊置比定義示意圖Fig.3 Schematic classification of typical deep-water turbidite composite waterways

橫向疊置比定義為復合水道疊置區(qū)寬度與晚期單一水道寬度的比值

式中：Rh--橫向疊置比，無因次；

L1--晚期水道的寬度，m；

L2--早期水道的寬度，m；

L′--復合水道的寬度，m。

縱向疊置比定義為復合水道疊置區(qū)厚度與晚期單一水道厚度的比值

式中：Rv--縱向疊置比，無因次；

H1--晚期水道的厚度，m；

H2--早期水道的厚度，m；

H′--復合水道的厚度，m。

2 典型切疊模式下水驅(qū)波及實驗

2.1 實驗模型等效設(shè)計與制作

本次物理模型設(shè)計為兩期水道橫向疊置比1/2（由于水道進行了簡化處理，以主力砂體寬度計算疊置比）、縱向疊置比2/3，物理模型示意圖見圖4，尺寸為30 cm（高）×100 cm（長）×1 cm（厚），各層滲透率分別為400，1 000，300 mD。

圖4 砂體橫向疊置比1/2，縱向疊置比2/3 濁積砂巖物理模型示意圖Fig.4 Schematic model of turbidite sandstone with 1/2 horizontally stacking ratio and 2/3 vertically stacking ratio

水道的參數(shù)和物性設(shè)置基于典型深水油田濁積水道參數(shù)統(tǒng)計分析結(jié)果?？紤]單一水道內(nèi)部儲層物性特征，將單一水道簡化為3 層，其中，水道中部儲層物性最好（取滲透率為1 000 mD），上下兩層相對較薄，滲透率相比中部略低，分別為400 和300 mD。使用美縫膠、粗石英砂、細石英砂3 種材料研制配方比例，以分別模擬上述3 種地層滲透率，在模板上填砂、打磨、晾干后，完成二維高壓剖面物理模型制作。注采井均在水道中部射孔，以模擬穿過水道截面的水平井或大斜度井。

2.2 水驅(qū)實驗步驟

實驗設(shè)備主要由動力供給系統(tǒng)、恒溫系統(tǒng)、二維剖面物理模型系統(tǒng)[15]、油水分離系統(tǒng)和數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)5 部分組成，實驗流程設(shè)計如圖5 所示。

圖5 實驗流程設(shè)計圖Fig.5 Experimental process design diagram

實驗主要步驟如下：

（1）準備流體樣品。按目標油藏地層條件下流體性質(zhì)，配制地層條件下黏度為1.8 mPa·s 的模擬油。

（2）巖板抽真空、飽和地層水。使用真空泵對巖板進行抽真空，抽真空過程持續(xù)24 h。抽完真空后注地層水飽和巖板，使巖板得到充分飽和后，記錄飽和量。

（3）飽和地層原油。使用高壓驅(qū)替泵在地層溫度及地層壓力下往巖板中持續(xù)注入地層原油，直至出口端產(chǎn)油率達到100%且地層原油注入量達到3倍孔隙體積以上，根據(jù)驅(qū)替出的水相體積，計算巖芯含油飽和度。

（4）注水驅(qū)替。以注入體積流量0.5 mL/min 注水驅(qū)替，待巖板出口端含水率達到95%時，停止實驗；驅(qū)替過程中定時通過電阻率/聲波探頭對巖板模型進行掃描測試油水飽和度，得到巖板模型的油水兩相實時飽和度分布。

2.3 實驗結(jié)果與分析

將實驗裝置在原始地層壓力29.5 MPa，地層溫度60°C下開始進行，驅(qū)替速度設(shè)為0.5 mL/min，經(jīng)過注入1.80 倍烴類孔隙體積（HCPV）后得到最終的水驅(qū)采收率為58.80%（圖6）。

圖6 累計采出程度曲線Fig.6 Cumulative recovery curve

實驗驅(qū)替過程中，定時通過電阻率探頭/聲波探頭對巖板模型進行掃描測試油水飽和度，得到巖板模型的實時飽和度分布，不同注入HCPV 下的巖芯含油飽和度變化特征對比如圖7 所示。

由圖7 可見，在水驅(qū)過程中，注入水主要波及1 000 mD 高滲透層，而對于300 和400 mD 這兩個滲透率相對較低油層則波及范圍較小，存在較多剩余油。

為了進一步定量分析兩條水道的動用情況，將實驗二維剖面分區(qū)并進行編號，同時，為了便于分析，將圖7d 中兩期水道中部2 號和5 號區(qū)域稱為主流線區(qū)，將水道上部和下部1、3、4、6 號區(qū)域稱為非主流線區(qū)。根據(jù)水驅(qū)結(jié)束后各分區(qū)含油飽和度分布狀況，通過數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)收集分析各個分區(qū)的最終采出程度，見圖8。

圖7 水驅(qū)過程中含油飽和度變化特征對比Fig.7 Comparison of characteristics of oil saturation changes during water flooding

圖8 室內(nèi)水驅(qū)實驗不同區(qū)域累計采出程度Fig.8 The cumulative recovery degree of different permeability areas in the indoor water drive experiment

由圖8 可見，2 號和5 號區(qū)域儲層物性最好，采出程度高達80%；右側(cè)300 mD 層位6 號區(qū)域由于其中部分砂體作為注入水驅(qū)替的主要通道，部分原油也被有效采出，采出程度為27%；1、3、4 號區(qū)域較低滲透層的采出程度相對較低，分別為13%、18%和9%，剩余油賦存較多。因此，注采連通模式的深水濁積油藏剩余油挖潛時，這3 個區(qū)域需重點關(guān)注。

3 水驅(qū)波及實驗等效數(shù)值模擬研究

由于大型二維驅(qū)替實驗周期長，成本高，為進一步探究切疊型復合水道不同疊置比下的開發(fā)規(guī)律，用等效數(shù)值模擬模型，開展縱向和橫向疊置比，以及不同射孔位置對水驅(qū)效果影響，總結(jié)該類地質(zhì)模式下的水驅(qū)開發(fā)特征。

3.1 巖芯尺度數(shù)值模擬模型建立與擬合

建立了巖芯尺度的數(shù)值模擬模型，其中，模型尺寸、孔滲物性、流體性質(zhì)與巖芯實驗參數(shù)保持一致，單個網(wǎng)格尺寸1.0 cm×1.0 cm×0.1 cm，網(wǎng)格數(shù)為88×1×267，平均原始地層壓力為29.5 MPa，原始含油飽和度為70%，孔隙度為25%，射孔層位、生產(chǎn)制度等設(shè)置與物理模擬實驗也保持一致。通過調(diào)整油水相對滲透率曲線，實現(xiàn)水驅(qū)實驗結(jié)果的歷史擬合，圖9 為生產(chǎn)擬合曲線。由圖9 可見，累計采出程度和產(chǎn)水率的實驗數(shù)據(jù)與數(shù)值模擬結(jié)果擬合較好，因此，可進一步用數(shù)值模擬結(jié)果研究切疊型復合水道不同疊置比下的開發(fā)規(guī)律。

圖9 生產(chǎn)擬合曲線Fig.9 Fitting curve of production

3.2 不同橫向疊置比對采收率的影響

當縱向疊置比保持一定（3/4），隨著橫向疊置比的增加，注采井間含油飽和度剖面對比見圖10，模型整體及各砂體分區(qū)的采收率變化見圖11。

圖10 不同橫向疊置比含油飽和度剖面對比（縱向疊置比3/4）Fig.10 Comparison of oil saturation profiles by changing the horizontal stacking ratio（vertical stacking ratio 3/4）

圖11 不同橫向疊置比下采收率變化Fig.11 Recovery changing in different horizontal stacking ratio

由圖11 可見，隨著儲層橫向疊置比從1/3 增加至3/4，主流線區(qū)的采收率始終遠遠高于非主流線區(qū)，但二者采收率的變化幅度整體很小。這是由于數(shù)值模擬方法在模擬儲層連通性方面存在一定的局限性，當縱向疊置比為3/4 時，模型中連通性均較好，導致采收率變化不大，而在實際油田開發(fā)過程中，當兩期水道橫向疊置比較低時需要關(guān)注注采井間連通性差或不連通風險。

3.3 不同縱向疊置比對采收率的影響

當橫向疊置比保持一定（1/2）情況下，隨著縱向疊置比的增加，注采井間含油飽和度剖面對比如圖12 所示。模型整體及各分區(qū)的采收率變化如圖13 所示。

由圖12、圖13 可見，隨著砂體縱向疊置比的增加，兩期水道之間連通性變好，主流線區(qū)采收率有了明顯增加。非主流線區(qū)采收率隨著縱向疊置比的增加而減小，這是由于縱向疊置比較小時，兩期砂體的連通通道變化，非主流線區(qū)1 號和6 號區(qū)域波及效率提高。模型整體的采收率隨著縱向疊置比的增加也略有減小，主要原因為數(shù)值模擬模型中主流線區(qū)2 號和5 號區(qū)域儲量比隨著縱向疊置比的增加而減少，但在實際油田開發(fā)過程中，同樣需要關(guān)注縱向疊置比較低帶來的連通性差或不連通風險。

圖12 不同縱向疊置比下含油飽和度剖面對比（橫向疊置比1/2）Fig.12 Comparison of oil saturation profiles by changing the vertical stacking ratio（horizontal stacking ratio 1/2）

圖13 不同縱向疊置比下采收率變化（橫向疊置比1/2）Fig.13 Comparison of recovery by changing the vertical stacking ratio（horizontal stacking ratio 1/2）

3.4 射孔完善程度對采收率的影響

上述實驗及數(shù)值模擬結(jié)果均表明，如果水平井或大斜度井射孔段只穿過水道中部，在主力砂體之間容易形成優(yōu)勢通道，造成非主力砂體采收率明顯低于主力砂體，尤其是3 號與4 號砂體，是剩余油挖潛的重點。因此，對于深水濁積水道復合體，建議井軌跡穿過水道上、中、下部位，提高射孔完善程度。例如在圖10 構(gòu)型模式下，更改射孔方式，注水井射孔穿過1、2、3 號區(qū)域，生產(chǎn)井射孔穿過4、5、6號區(qū)域，以提高非主力層的儲量動用。

圖14 所示為開發(fā)非主力砂體時，注采井縱向全部射開方案與只射開主力砂體方案的采收率對比，其中，4 個模型縱向疊置比保持一定（3/4），橫向疊置比分別為1/3，1/2，2/3 和3/4，全部射開方案的非主力砂體采收率有了明顯提高，平均增幅20%。

圖14 不同射孔方式下采收率對比Fig.14 Comparison of recovery for different perforation method

4 結(jié)論

（1）典型深水濁積復合水道切疊構(gòu)型模式下，水道中部及兩期水道切疊連通處為主流線區(qū)域，波及效率和驅(qū)油效率均較高，水道上部和下部物性相對較差區(qū)域波及效率低，尤其生產(chǎn)井所在水道上部剩余油富集。

（2）不同期次水道疊置比是影響復合水道注采井間連通性及剩余油分布的重要因素，疊置比越高，注采井主流線區(qū)波及效果越好，非主流線區(qū)波及效果變差。

（3）研究切疊型深水復合水道水驅(qū)波及規(guī)律及影響因素對濁積砂巖油藏開發(fā)井網(wǎng)部署及調(diào)整挖潛均具有重要意義，對于典型深水濁積復合水道切疊構(gòu)型模式，建議盡量提高非主力砂體射孔完善程度，以增加波及效率，提高采收率。