非均质底水油藏水平井合理生产压差实验研究

卢 川，刘慧卿，卢克勤，杨春林，修 伟

(1.石油工程教育部重点实验室 中国石油大学，北京 102249;2.中油华北油田分公司，河北 任丘 062552;3.中石化胜利油田分公司，山东 东营 257001)

引 言

利用水平井开采底水油藏可以改变底水锥进模式，延缓底水突破速度，改善底水油藏的开发效果［1］。生产压差是影响底水油藏水平井开发效果最为敏感的因素之一。以往的研究主要集中在分析底水锥进机理，通过理论模型计算底水突破时间和临界产量，主要目的在于延长无水采油期［2－7］。物理模拟实验主要是利用三维模型从宏观上研究不同生产压差对水脊的形成、发展以及产能、含水等特征参数的影响［8－11］。但根据理论模型分析计算得到的水平井临界产量一般较小，尤其对于具有底水的海上稠油油藏，其大部分储量均在中高含水阶段采出。此外，以往的物理模拟实验缺乏对水平井不同含水阶段变生产压差的研究，且不能模拟进行水平井沿程各段的分段计量。为此，利用小尺度离散化水平井物理模拟装置，在假设水平井具有无限导流能力的前提下，通过并联不同渗透率的填砂管模拟底水油藏中水平井沿程非均质性，即将井筒沿程地层分为相同宽度、不同渗透率的条带，并假设每条渗透带为一维非活塞式水驱油模式［12］，分析改变生产压差对水平井整体以及处在不同渗透率条带的水平井段含水率、采出程度等开发指标的影响。

1 实验

1.1 实验装置

底水油藏水平井小尺度离散化物理模拟装置主要由水平井沿程分段模拟系统、底水驱动系统和记录计量系统等组成。①水平井沿程分段模拟系统，由5根长为300 mm、直径为38 mm的填砂管并联组成;②底水驱动系统，由高压恒压泵和恒压控制阀组成，模拟底水恒压供给;③记录计量系统，由高精度差压计、秒表和量筒等组成，通过高精度差压计显示不同的注入压力，秒表、量筒等主要用于测定不同时间、生产压差下液体流量。

1.2 实验方法

实验用原油在60℃时黏度分别为21.4(稀油)、87.8、260.0 mPa·s(普通稠油 I类)，利用湿填法将粒径为20～160目的玻璃珠充填于填砂管模型中模拟水平井沿程非均质性。用蒸馏水模拟地层水，采用稳态法测定多孔介质的有效渗透率，并制造束缚水环境。将置于60℃恒温箱中的原油恒速注入填砂管模型进行原油饱和。填砂管模型水测渗透率见表1。

表1 填砂管物性参数

在非均质性确定的条件下，针对不同原油样品研究生产压差对开采效果的影响。

方案Ⅰ原油黏度为87.8 mPa·s:①恒定生产压差20、50、70 kPa分别驱替至特高含水阶段(综合含水率95%左右);②先恒定生产压差20 kPa驱替至高含水阶段(综合含水率80%左右)，再增大生产压差至50 kPa，驱替至特高含水阶段;③先恒定生产压差20 kPa驱替至高含水阶段，再增大生产压差至70 kPa，驱替至特高含水阶段。

方案Ⅱ原油黏度为21.4 mPa·s:①恒定生产压差30、50、70 kPa分别驱替至特高含水阶段;②先恒定生产压差30 kPa驱替至中含水阶段(综合含水率50%左右)，再增大生产压差至50 kPa，驱替至特高含水阶段;③先恒定生产压差40 kPa驱替至高含水阶段，再增大生产压差至70 kPa，驱替至特高含水阶段。

方案Ⅲ原油黏度为260.0 mPa·s:恒定生产压差20 kPa进行驱替，驱替至某含水率阶段，增大生产压差至70 kPa，再驱替至特高含水阶段。

2 实验结果与分析

2.1 不同压差下含水率变化规律

含水率随采出程度变化是描述含水上升最基本的规律。图1为不同原油黏度、不同生产压差下含水率随采出程度变化关系曲线。图2为不同原油黏度、不同生产压差下各渗透段含水率变化情况。

图1 不同原油黏度、不同生产压差下含水率随采出程度变化关系

图2 不同原油黏度、不同生产压差下各渗透段含水率变化

由图1a可以看出:在沿程非均质性的影响下(此时渗透率级差为10.4)，不同生产压差下含水率随采出程度变化曲线出现交叉现象。生产压差为50 kPa时，无水采油期和无水采出程度均比压差为20 kPa时低，在中低含水阶段含水率随采出程度的增加上升幅度减缓。如图2a所示，生产压差为50 kPa，采出程度R为7%时，渗透率为5200×10－3、3300 ×10－3μm2条带均已见水，而最高渗透条带的含水率仅为38.46%;生产压差为20 kPa，R为7%时，最高渗透带含水率已达到80%，而直至R为30%，级差范围为3.47～10.4的渗透率条带均未见水，生产压差变为70 kPa，底水沿高渗带突进速度进一步加大，初期含水急剧上升。保持压差不变，在较高压差水平下中低渗透井段克服两相渗流阻力的能力增强，单井段动用程度逐渐提高，综合作用的结果是在中高含水阶段(图1a:压差为70 kPa，含水率为60% ～80%)含水率随采出程度的增加上升幅度趋缓，并在特高含水阶段达到稳定。

当原油黏度为21.4 mPa·s(稀油)时，如图1b所示，生产压差越大，相同含水率所对应的采出程度越低，含水上升越快。不同压差下含水率随采出程度变化曲线均在含水率为80%左右出现明显拐弯，随后上升趋于一致。从图2b可以看出，对于渗透率级差较低，油水黏度比较小的储层，见水后底水推进较为均衡，各渗透率带均得到较为有效的动用。

2.2 不同压差下产能变化规律

洛伦兹曲线理论上可以用于描述分布不均匀现象，所得指标为0～1，便于直观评价不均匀程度。利用该理论对不同压差条件下单管采出程度差异度进行定量描述。图3为2种原油黏度在不同生产压差下综合采出程度和衡量单管采出程度差异度的基尼系数G随无因次时间的变化曲线。

图3 不同原油样品、不同生产压差下单管采出程度差异对比

可以看出，不同压差下基尼系数随无因次时间的增加均呈下降趋势，且与综合采出程度呈现出“负相关”关系。原油黏度为87.8 mPa·s时，如图3a所示，生产压差为20 kPa时，基尼系数始终处于较高水平，最终采出程度为27.95%;生产压差为50 kPa时，基尼系数整体降低，最终采出程度为30.72%;生产压差为70 kPa时，基尼系数最低，最终采出程度为36.03%。说明原油黏度较高时，在低生产压差下“单一指进”指进现象严重。生产压差增大，注入水仍沿高渗条带窜流，生产压差增大有利于克服多级差和油水两相阻力的影响，使一些在较低压差下难动用或动用不充分的储层能够较为有效的利用，形成“多指进现象”。因此，原油黏度较大时利用水平井开采可采用较大生产压差提高中低渗透率条带的动用程度。

原油黏度为21.4 mPa·s时，如图3b所示，不同生产压差下基尼系数相差不大，增大生产压差后最终采出程度增幅有限:压差为30 kPa时最终采出程度为49.63%，压差为50 kPa时最终采出程度为53.19%，压差为70 kPa时最终采出程度为53.96%。因此，当原油黏度较低时，采用较低生产压差进行开采有利于延长低含水采油期，同时也可以获得较为理想的开采效果。

2.3 改变生产压差的开采效果

累计水油比随采出程度的变化关系反映含水上升规律，可更直接的反映单位采出原油的耗量和注水效率 。图4为不同原油黏度、不同生产压差下累计水油比随采出程度变化关系曲线。原油黏度为87.8 mPa·s时，由图4a可以看出:在较高含水阶段增大生产压差，变压开采效果随生产压差的增大出现先变好后变差的趋势。恒定生产压差为20 kPa，累计水油比达9.7时，采出程度为27.95%。若生产压差由20 kPa变至50 kPa(含水率为72.2%)，则累计水油比随采出程度变化曲线与压差为20 kPa时相比上升幅度减缓，底水驱替效率增强，在累计水油比达9.5时，采出程度为32.62%。这是由于压差增大使得中低渗透条带流体注入速率增加，条带内剩余油动用程度提高，产油速率提高。但若生产压差增大为70 kPa(含水率为82.7%)，增压后累计水油比随采出程度的增加迅速增大。在累计水油比达9.7时，采出程度仅为23.25%。由于此时含水率较高，压差过大会进一步加剧底水沿高渗透条带的突进，激化层间矛盾。

图4 不同原油黏度、不同生产压差下累计水油比随采出程度变化关系

原油黏度为21.4 mPa·s时，由图4b可知，在中高含水阶段放大生产压差均能使累计水油比随采出程度变化曲线上升速率减缓，底水驱替效率提高。生产压差由30 kPa增至50 kPa(含水率为48.1%)，累计水油比达 4.0时，采出程度为55.27%，比较高含水阶段(增大生产压差达相同累计水油比)采出程度高出2.68%。因此原油黏度较低时，在中高含水阶段增大生产压差均有利于改善开发效果，在中含水阶段增大生产压差改善效果更为明显。

图5 水驱有效系数与变压时含水率关系

水驱有效系数物理意义是累计产水量上升10倍(即1个对数周期)能获得的采油量，该值的大小反映水驱开发的有效程度。图5为原油黏度260.0 mPa·s时不同含水率阶段增大生产压差水驱有效系数与变压含水率关系曲线。由图5可以看出，在相同变压条件下，变压时含水率的值与水驱有效系数呈幂函数关系。变压含水率越高，水驱有效系数越低，变压水驱效果越差。这是由于含水率较低时增大生产压差可以促使多指进的形成，而含水率较高时，较为完善的窜流通道已经形成，再增大生产压差对提高底水的波及基本无作用。因此，对于I类普通稠油，为获得较好的开发效果，应在较低含水阶段增大压差。

3 结论

(1)不同生产压差下水平井含水率随采出程度变化关系曲线均趋于凸形。原油黏度较高时，在较低生产压差条件下中低含水阶段单位含水率上升所对应的采出程度随生产压差的增大而增加。生产压差较大时在含水初期含水上升较快，但进入中高含水阶段含水率随采出程度的增加上升幅度减缓。原油黏度较低时，中低含水阶段单位含水上升所对应的采出程度随生产压差的增大而减小，并且含水率随采出程度变化曲线均在含水率为80%左右出现明显拐点。

(2)基尼系数可用于定量描述不同压差下各渗透率条带的采出程度差异度。基尼系数与综合采出程度呈“负相关”关系。原油黏度较大时，利用较大生产压差可形成多指进现象，从而降低各渗透率条带采出程度差异，提高综合采出程度。原油黏度较小时，采用较低生产压差即可获得比较理想的开采效果。

(3)原油黏度较大时，在高含水阶段适当放大生产压差可使累计水油比随采出程度变化曲线上升幅度减缓，提高底水驱替效率。但进一步放大压差可能导致单位采出原油的耗水量激增，底水驱替效率变差。原油黏度较低时，在中高含水阶段放大生产压差均可改善底水驱替效果，在中含水阶段增大生产压差底水的驱替效率更高。对于I类普通稠油，水驱有效系数与变压时含水率呈幂函数关系。较低含水率阶段增大生产压差能获得较好的开采效果。

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