砂岩油藏特高含水期的水驱特征

砂岩油藏特高含水期的水驱特征

顾宪伟

大庆油田第六采油厂地质研究所 黑龙江大庆 163000

摘要：由于供油效率高，许多储油罐采用注水开发技术。在注水油库开发初期，表现出充足的能源和稳定的生产特点，生产管理比较简单，但油库看到水后，含水量会增加，产量会下降，发展过程变得复杂，难以管理。虽然将采取调节断面、堵塞、调整井网等措施减缓含水量的增长，但总体含水量上升趋势不会完全改变。低含水率阶段的含水率低于20 %，中等含水率阶段的含水率介于20%至60 %之间，高含水率阶段的含水率介于60 %至90 %之间，特别高含水率阶段的含水率超过90%。我国许多老油田长期以来一直在高含水量水平上作业，研究人员总结了这一阶段的主要生产特点，并提出了研究这一阶段水流模式的许多模式。本研究以DT油库生产数据为基础，从生产特点和导水机理出发，研究高含水量时期的导水规律，为高含水量时期的导水发展提供理论支持。

关键词：砂岩油藏；水驱；水洗；含水率；特高含水；采收率

引言

砂岩作为多孔介质是一种天然的过滤材料。在1856年，法国工程师达西利用填满砂子的管柱过滤城市用水发现了著名的达西定律。根据石油行业油田水质标准(SY/T5329—2012)，将油田注入水分为5个水质等级，不同水质的注入水因污染物种类、含量和粒径的不同，对地层的堵塞规律、伤害程度以及水驱开发效果的影响也不尽相同。这种伤害不是因为“五敏”，也不是“压敏”，而是因为水质问题引起的，本文将这种原因称之为渗透率水质敏感性。近些年，国内学者们的最新研究阐明了水质对提高注水开发效果的重要性。

1主要生产特征

DT油于1983年投入使用，在压力下过早注水开采，采油井约90口，注水井约30口。储油罐孔隙率约为31%，渗透率约为350mD，高渗透储油罐为3 120万t。截至2019年底，储油罐生产了36a，生产了429万t的累积石油，抽取了30.19%的水，集成了95%的水，并进入1990年至1994年为平均水生产期，持续时间为4a；1994年，该国进入了水资源密集的生产阶段，持续时间为19a；；2013年，迄今为止，高含水量水的产量达到7a。低含水率和中含水率阶段的油保存时间相对较短，但在高含水率和高含水率阶段尤其长。中水存在阶段的含油量增长较快，达到11.25/a，平均增加。高含水率阶段的含水量增长率减缓，目前仅为1.3%，增长缓慢

2注水对砂岩油藏渗透率的伤害

油田注水过程中，常见的引起注水系统堵塞的主要因素。实际上，地层中的孔喉对注入水中的污染物起到了一个过滤作用，我们把它称为砂岩的过滤效应。注水开发油田进入高含水开发期后，优势通道的形成是不可避免的问题。油田经过长期注水开发，大部分井区己进入高含水期，大量注入水沿注采优势通道突进，造成许多区块注入水低效甚至无效循环，大大降低了油田开发效果和经济效益。优势通道的形成造成了地层平均渗透率变大的假象，而实际含油区附近的地层却已被注入水中的污染物堵塞。因此需在对识别出的优势通道采取有针对性的封堵措施后，结合注水水质标准，选择合适的注入水，提高水驱开发效果。对于高含水期砂岩油藏，特别是长期注入水质不达标的水，会造成地层孔隙被堵塞，严重伤害地层渗透率。一方面，注入水中的污染物会在井壁或注水层端面形成滤饼;另一方面，水中的污染物会在地层孔隙内沉淀或被吸附导致孔隙变小，注入水流速越大，污染物会就会进入离注水井更远的地层。洗井只能解决井筒表层的堵塞问题;酸化以及压裂方式只能解决井筒附近地层的堵塞问题，而且酸化或压裂后，注水会堵塞离井更远的地层。

3产液机理分析

基于非活塞式水驱油过程中油水两相渗流产能方程的推导结果，以时间单元为步长，设原油黏度为2500mPa·s，储层厚度分别为3，5，8，10和15m，井距分别为100，150，200和250m，提液井到油水边界距离分别为100，200，300，400和500m，启动压力梯度为0.1919MPa/m，初始含水饱和度为0.3。通过迭代算法对提液生产区域的平均含水饱和度进行计算，得到相应时刻的出口端含水饱和度，最终确定不同储层厚度、井距和提液井到油水边界距离对产液能力影响规律。研究表明边水稠油油藏的产液机理主要是：随着储层厚度的增加，累积产油量呈增加趋势，同时由于油藏开发效果评价理论计算公式推导过程中未考虑重力作用，所以储层厚度对采出程度及含水率的影响无法体现出来。②随着井距的增加，单井控制储量将大幅度增加，累积产油量呈上升趋势，采出程度呈下降趋势，主要是由于井距过大造成开发井网对储量控制程度不足，导致油藏开发单元的最终采收率降低，经济效益变差。累积产油量和采出程度随着提液井到油水边界距离的增加，呈现出先增加后降低的趋势，此时提液井到油水边界最佳距离为200m，这是由于边水的存在虽可导致含水率上升，但同时也为地层开采提供天然能量，减缓井底流压下降速度，当提液井到油水边界的距离过短时，边水易沿着底部突进形成优势通道，从而导致提液井严重水淹，而距离过大又会造成提液井能量供给不足，在一定程度上影响开发效果。

4水驱特征分析

分别进行１５ＭＰａ和２５ＭＰａ下的水驱实验，两块岩心的原油采出程度及产水率变化。分析可得，在不同注入压力下表现出相同趋势的驱油特征，注水体积小于０􀆰３ＰＶ孔隙体积（ｐｏｒｅｖｏｌｕｍｅ，ＰＶ）之前为无水采油阶段，驱油效率高，注水０􀆰３～０􀆰８ＰＶ为产水阶段，驱油效率降低，注水０􀆰８ＰＶ后水窜，此后随注水量增大，采出程度变化不大。１５ＭＰａ和２５ＭＰａ下岩心的驱油效率分别为３６􀆰１％和５３􀆰８％，可以看出，随着注入压力增大，水驱效率有大幅提升，这是因为水驱压力低时，注入水无法克服小孔隙的毛管力，波及效率低；当驱替压力增大到一定程度时，注入水可以进入部分小孔隙，将小孔隙中的部分油驱替出来，从而最终的采出程度增大。

5油田应用模拟

以孤东油田为例，该油田目前单元开发出现含水高、液量低与压力高的特点。利用所建立的七区西单井注采模型，定压差生产，压差为2MPa，进行产能预测，用以重新审视水质决策。模拟水驱前的地层平均渗透率约为2000×10－3μm2，研究注入不同水质下的储层渗透率及产能变化情况，为水质决策方法提供论证。综上所述，注入不同级别的注入水对储层渗透率的改变情况不同。从衰减情况看，当注水达到20a左右时，Ⅴ级水质下的储层渗透率呈现明显的下降;在注水达到50余年后，渗透率下降速度开始逐渐变慢，最终下降至580×10－3μm2左右。水驱的过程中如果堵塞达到了一定的程度，注入水中的污染物很难继续进入储层，造成渗透率下降变缓的情况，甚至有些情况下会发生“憋缝”，出现储层渗透率增大的假象。

结束语

提高采收率的方法都是通过提高采出程度来实现的，具体包括3个方面：扩大波及、加深水洗、提高驱油效率。长期水洗也可以提高油藏的采出程度。特高含水期的油藏开发仍应以扩大波及为主，并带动驱油效率一起提高。

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