LD 油田高倍数水驱油效率实验研究

李金宜，罗宪波，刘英宪，刘宗宾，冯海潮，陈 科

（1.中海石油（中国）有限公司天津分公司 渤海石油研究院，天津300459；2.中海油实验中心 渤海实验中心，天津300452）

海上强边底水发育的浅层砂岩油藏储层胶结疏松，物性较好。水平井提液后，单井液量远高于陆上同类型油藏，且油藏数值模型网格过水倍数较大[1⁃7]。已有学者认识到，利用常规实验和常规采收率评价方法，不能准确评价强边底水油藏在水平井大排量生产下的采收率，应以高倍数水驱条件来研究此类油藏的驱油程度问题[8⁃9]。当前，国内学者利用高倍数下的水驱油效率实验对高含水、特高含水阶段的驱油程度进行重新认识和评价的研究已成为热点[10⁃14]。但所研究油藏的原油黏度大多较低，针对介于冷采和热采界限的稠油油藏在大幅提液后的高倍数水驱油特征，目前文献报道较少。LD油田位于渤海辽东湾海域渤海湾盆地渤东低凸起北端，该油田为浅水三角洲沉积，多发育水下分支河道，发育强边底水体。储层平均渗透率为3 087×10-3μm2，平均孔隙度为35%，具有高孔高渗的储集物性特征。地层原油黏度高达397 mPa⋅s，具有胶质、沥青质质量分数高，黏度高等特点。因受限于海上较高的热采开发成本，目前油藏采用水平井井网进行天然能量开发。投产初期，单井平均产液量为200 m3/d，之后陆续提液，目前单井平均产液量为500 m3/d，单井最高产液量为1 500 m3/d，油田整体含水率95%，年采液速度高达10%，采出程度不足10%。矿场实践证明，规模化大幅提高生产井产液量进行剩余油挖潜，是油田一种经济有效的矿场手段[1⁃2,15⁃16]，但储层非均质性特征对矿场提液后的开发效果影响较大。……