平行水平井网水驱剩余油分布规律实验研究

罗宪波，唐 洪 ，张 章，杨竣杰，张 俊

1.中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 滨海新区 300452；2.西南石油大学地球科学与技术学院，四川 成都 610500

引言

水驱剩余油研究一直是老油田挖潜关注的焦点，早在1975 年，美国就成立了剩余油饱和度委员会，前苏联也专门打了二十几口井来研究水驱剩余油的分布规律[1]，“六五”期间，中国才开始对对剩余油进行研究[2]。学者们对于剩余有不同的定义：Chierici[3]率先将剩余油定义油藏中可以通过各种挖潜手段采出的油；郭平等[4]将剩余油定义为通过对地质的深入认识以及技术的升级以后能开采的原油；闫伟超等[5]则认为经过不同方式开采以后油藏中仍然滞留的那一部分原油为剩余油，包括驱替过程中未被注水波及以及无法被采出的残余油。

目前认为，剩余油分布受地质和开发因素共同控制。其中，地质类因素主要包括储层非均质性、构造及断层等；开发类因素主要包括注采井型、注采井网完善程度、注采方式与注采强度等[6-7]。近年来，人们对绝对剩余油含量及其微观分布因素的研究越来越深入，实验手段也越来越先进，研究表明，储集岩的孔隙几何形态、润湿性及孔喉比大小等是剩余油形成的主要影响因素[8-9]。李伟等[10]认为，储层物性、孔隙类型、油层润湿性与敏感性及岩石热导率影响着剩余油的微观分布状态。徐艳梅等[11]认为，不同沉积环境对剩余油分布具有较大的影响：在大规模河道砂岩沉积储层中，剩余油主要分布在断层及油层边角地带的滞留区，构造高部位及正向微型构造区。施尚明等[12]研究了储层非均质性对剩余油分布的影响，认为剩余油主要分布在储层渗透率级差大、物性较差的单砂层内，非均质性越强，储层采出程度越低，剩余油储量越高。齐兆英等[13]认为，油藏边缘区是剩余油富集区。胡志成等[14-15]认为，剩余油分布模式与沉积韵律、隔夹层及沉积微相的组合方式有关，其中韵律类型、隔夹层控制着剩余油的垂向富集模式，剩余油富集于夹层和韵律共同形成的渗流能力弱的部位。在影响剩余油分布的开发因素中，最重要的因素是注采系统的完善程度及其与地质因素的配置关系。张凤奎[16]认为，低渗透、薄油层、多油层组、非均质性强、连片性差的砂岩油藏中剩余油主要分布于注采井距较大、注采井网不完善区，套管损坏井区，受井网控制程度很低的中小油砂体，油藏边部的部分油砂体，在油层内部两口油井之间或注水井之间也是剩余油的富集区[17]。

20 世纪90 年代，水平井在油田开发中得到广泛应用，水平井网对剩余油分布影响也成为人们关注的重点[18-23]。其水平井网类型包括“平行、交错、四点、五点、七点、九点”规则水平井网和不规则井网[24-25]。Aggour 等[26]利用赫尔-肖模型研究了底水油藏水平井位置和驱替速度对采收率以及底水和气顶运动规律的影响，认为水平井到油气界面距离和到油水界面距离比为5：3 时，驱替效果最好；在没有气顶或底水指进的情况下，驱替速度越大，效果越好。王家禄等[27]利用二维平板模型研究了水平井水平段长度和生产压差对水脊突破井筒时间的以及无水采收率和最终采收率的影响，认为水平段越长，生产压差越小，水脊形成越晚，井筒见水时间越迟，采收率越高，为开展水平井长度优化研究提供了参考。潘毅等[28]采用大尺寸二维物理模型对多层砂岩注水驱替规律进行研究，认为注水驱替速度越小，无水采油期越长，产水率上升越缓慢，采出程度越高。

综合调研结果可知，在井网对剩余油分布影响研究中的成果大多数都是针对直井注采系统的。在水平井网的研究中主要集中在水平井位置、长度、驱替速度等对开发效果的影响，很少涉及水平井井网、储层非均质性等对剩余油分布规律的影响。根据相似原理进行模型设计，同时结合典型非均质油藏储层特征，设计了基于水平井网的平板填砂水驱油物理模拟实验，分析研究在不同非均质储层及水驱速度条件下剩余油分布特征，为认清平行水平井网水驱油效果和剩余油分布规律提供依据，为油田生产调整提供参考。

1 物理模拟实验装置及模型设计

合理的物理模拟模型，要满足模拟储层与模型的几何形态相似、属性相近、影响驱油效果的要素一致。

1.1 物理模型设计地质依据

本次实验基于中国海上某油藏的地质、开发数据开展。

该油藏储层为三角洲前缘碎屑岩沉积，储层岩性以细粒和中—细粒岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主，碎屑颗粒为石英、长石、岩屑及少量的云母和重矿物；储层颗粒疏松，孔隙较为发育，连通性好，孔隙类型以粒间孔为主，含少量颗粒溶蚀孔，成岩作用小；储层物性好，孔隙度12.5%～42.3%，主要集中在25.0%～40.0%；平均30.6%（图1）；渗透率7.3～6 830.0 mD，主要集中在100.0～5 000.0 mD，平均1 687.0 mD（图2），储层具有高孔高渗的储集物性特征，孔渗关系图显示孔渗相关性好（图3）。

图1 孔隙度分布直方图Fig.1 Porosity distribution histogram

图2 渗透率分布直方图Fig.2 Permeability distribution histogram

图3 孔渗关系图Fig.3 Relationship between porosity and permeability

油藏储层平面非均质性较强，井组内部渗透率级差为2～6（图4）。该油藏地下原油黏度8.21～11.74 mPa·s，平均10.00 mPa·s 左右，饱和压力8.23～11.76 MPa，压力梯度0.968 MPa/hm，油藏温度梯度为2.80°C/hm。地层水总矿化度为1 483～2 050 mg/L，平均为1 788 mg/L。油藏目前的采出程度仅20% 左右，含水率在77% 左右，因此，储层中剩余油大量分布，具有巨大的挖潜潜力。

图4 井组内注采井渗透率级差分布直方图Fig.4 Permeability difference distribution histogram of injection and production wells in well group

1.2 物理模拟实验装置

考虑到本文仅针对平行水平井井网下的水驱开发效果及剩余油分布规律进行研究，在满足基于油藏三角洲前缘碎屑岩储层特征的属性要求和影响实验效果的要素要求基础上，通过几何相似原则，设计并制作平板填砂模型水驱油渗流系统，如图5、图6 所示。

图5 实验装置实物图Fig.5 Physical image of the device

图6 实验装置原理示意图Fig.6 Experimental schematic diagram of device

该系统的核心部分是平板模型，其有效容积为500 mm×500 mm×30 mm，模型内部为8×8 电极阵列，可以随时观测水驱油过程中平板模型不同部位的电阻率变化，可通过反演求取剩余油饱和度。此外，物理模型还包括输入和输出设备，输入设备包括用于控制注入水驱替速度的流量蠕动泵和多个用于实现均衡饱和流体的阀门。输出设备包括LCR 电桥分析仪和计算机：电桥分析仪检测电极并输出测量的电阻率参数；计算机用于处理电阻率参数，通过对数据进行相应处理，将其转化为含水饱和度值，并以图像形式显示在计算机屏幕上，以便实时观察水驱过程中电阻率的变化和剩余油分布变化规律。

1.3 物理实验参数及模型设计

为了简化物理模型设计影响因素及其对实验结果的影响，采用物理模型的孔渗物性与储层孔渗物性一致的设计思路，以满足物理模型设计属性相近要求。根据研究的海上三角洲前缘油田储层物性参数，设计并制作的均质和非均质3 组储层实验模型的属性参数分别为：均质储层模型孔隙度为30.6%，渗透率1 600 mD；非均质储层模型的级差分别为4和6。排列顺序从左至右的渗透率组合分别为500，1 000，3 000 mD 和800，1 600，3 200 mD（图7）。均质储层实验模型及结果是对比研究的基础。

按照油藏及模型的影响驱油效果要素一致性要求，井网布置如图7 所示，蓝色柱状体为注水井；红色柱状体为采油井。在非均质模型中注水井和采油井均贯穿了不同渗透率储层带，其跟部位于低渗部位，趾部位于高渗部位。

图7 储层实验模型设计和井网布置图Fig.7 Reservoir experimental model design and well pattern layout

通过物理模型与实际油藏产量比值恒定，来选择实验流体物性值及实验参数，以满足物理模型与实际油藏的驱替效果及剩余油分布影响要素一致性要求。

基本理论公式为

根据式（1）、式（2）将油田原始地层参数如井筒长度，注采井距及注水量等参数换算得到物理实验中的相关参数（表1）。实验室井筒长度为33.5 cm，注采井间距离为33.5 cm；实验室条件下水黏度为1 mPa·s，油黏度为20 mPa·s；注水速度为0.743～8.16 mL/min，考虑到实验模型相对较小，且注水速度过快容易导致水窜，实验效果不好，最后选择注入速度为1 和4 mL/min 作为本次实验注水驱替速度。实验温度保持在20°C左右，标准大气压。

表1 原型参数与模型参数对比表Tab.1 Comparison of prototype parameters and model parameters

2 实验原理、方案及步骤

利用设计的实验物理模型，可研究储层非均质性特征、驱油速度对水驱油效果及剩余油分布规律的影响。

2.1 实验原理

在物理模拟实验中计量的产油量、产水量和储层电阻率等参数，利用式（3）、式（4）和式（5）计算含水率、采出程度、含油饱和度，建立水驱特征曲线和含油饱和度分布图，从而分析水驱油规律和剩余油分布规律。

（1）含水率

（2）含水饱和度

此外，利用实验数据的甲型水驱特征曲线回归得到的斜率和截距值，可计算出模型的可采储量、动态储量、死油区储量、采收率和平均驱油效率等参数。

（3）可采储量

（4）动态储量和死油区储量

（5）采收率和平均驱油效率

2.2 实验方案

本次研究共设计了4 组实验，探究在其他实验参数不变的情况下，驱替速度和储层平面非均质性对驱油效率的影响。首先，选取驱替速度分别为1 和4 mL/min 的均质模型进行实验，研究驱替速度变化对剩余油分布的影响，得到驱替速度为1 mL/min 时效果更好的结论；然后，选定驱替速度为1 mL/min，选取渗透率级差为4 和级差为6 的两组实验结果对比，分析储层平面非均质性对剩余油分布的影响。

2.3 实验方法

各组物理模拟实验步骤如下。

（1）实验模型制作

对于不同的物理模型，分别采用不同配比的40～70 目的石英砂和水泥混合，在相同压力下进行压实密封。此外，在平板填砂前，为了避免流体在模型中受边界效应影响，需要对模型内部使用固体胶粗化。

（2）模型饱和水

通过模型试压不漏后，纵向放置模型，连接模型腔体面板上的电极和进口阀门，打开电桥仪、计算机和蠕动泵，从底部缓慢注水，直到模型中的水向顶部出口溢出，观察电极显示值稳定后，将模型底部的注水阀门关闭，通过注入水体积与模型体积比值，计算模型的孔隙度。

（3）模型饱和油

在上一步骤模型竖直放置状态下，打开底部阀门，使用蠕动泵从模型顶部阀门缓慢注油，直至模型底部的排水口不在出水，此时停止注油，并且使模型顶底部阀门均处于关闭状态，计量注入油的体积。为保证模型充分被注入油所饱和，在首次停注油后需要静置模型8 h 以上，然后再反复多次继续往模型中注入油，直至模型电阻率电极数值分布显示均质。

（4）水驱油实验

将模型水平放置，按实验要求设定UIP LAB 蠕动泵注水速度，从水平注水井进行注水驱油实验，记录LCR 电桥仪显示数据。待注水至3 PV 时，关闭蠕动泵，结束实验并记录产出井产水、产油体积，进而计算出采出程度、采油速度、含水率等参数。

（5）模型物性参数测试

实验结束后，对物理模型取样，测量物性参数。

（6）水驱特征与剩余油分布分析

根据生产测试实验数据，分析水驱特征规律；然后对比分析不同阶段电极阵列测试数据及其反演结果，总结剩余油的形成及分布规律，并讨论驱替速度和储层平面非均质性对剩余油分布的影响。

3 实验结果与讨论

3.1 实验结果

3.1.1 均质储层平行水平井网水驱油实验结果

表2、图8、图9 是在均质储层模型中采用不同驱替速度时，当水平井注水，平行水平井生产的实验结果。对比不同驱替速度下的产液曲线，可以发现以下规律。

图8 均质储层平行水平井网水驱油实验产油量和产水量曲线Fig.8 Curves of oil/water production in parallel horizontal well pattern water drive experiment in homogeneous reservoir

图9 均质储层平行水平井网水驱油实验采出程度含水率曲线Fig.9 The actual recovery degree and water cut curve of parallel horizontal well pattern water drive in homogeneous reservoir

表2 不同驱替速度下均质储层水驱油实验预测参数Tab.2 Experimental prediction parameters in homogeneous reservoir under different displacement rates

（1）均质模型中在不同驱替速度下，水平采油井的生产动态特征均展现为无水采油期、含水快速上升期和含水缓慢上升期3 个典型水驱开发阶段。

（2）受流场的影响，低驱替速度见水时间晚于高驱替速度的见水时间，见水时采出程度高于高驱替速度。

（3）低驱替速度下，水平井的采油速度和累产油量（或采收率）两个开发效果参数明显高于低驱替速度条件下的两个开发效果参数，反映了在均质储层中采用低速平行水平井网开发的优势。

（4）不同驱替速度下均质储层产油量规律非常相似，但产水量的规律差异较大。表现为高速条件下产水量明显高于低速，说明高速条件下注入水向水平井方向出现明显水窜。

（5）从含水率98%的采出程度或注水3 PV 时可以看出，高驱替速度均质储层采出程度低，剩余油数量多，说明均质储层不适合于高速开发。

3.1.2 非均质储层水驱油实验结果

表3、图10 和图11 是在非均储层模型中采用驱替速度为1 mL/min 时，当水平井注水，平行水平井生产的实验结果。对比分析均质模型和两种非均质模型的产液曲线，发现有以下规律。

表3 不同驱替速度下不同类储层平行水平井网水驱油实验数据对比表Tab.3 Comparison of experimental data of parallel horizontal well pattern water drive in homogeneous or heterogeneous reservoirs at different displacement rates

图10 水驱油实验产水量和产油量变化曲线Fig.10 Water production and oil production curves in water flooding experiment

图11 含水率和采出程度变化曲线Fig.11 Recovery degree and water-cut curves in water flooding experiment

（1）3 种不同的储层模型中，水平采油井的生产动态特征均展现为无水采油期、含水快速上升期和含水缓慢上升期3 个典型水驱开发阶段。

（2）受流场的影响，非均质模型见水时间早于均质模型，而对于非均质储层而言，级差大的储层见水时间早于级差小的储层。从见水时的采出程度看，均质储层的采出程度高于非均质储层，级差大、平均渗透率低的非均质储层高于级差小、平均渗透率高的储层。

（3）级差大、平均渗透率低的非均质储层中水平井的采油速度和累产油量（或采收率）两个开发效果参数略高于级差小、平均渗透率高的储层。

（4）两种非均质储层产油量和产水量规律略有相似，存在弱小差异。表现为开发中后期产水率级差小、平均渗透率高的非均质储层产水量略高于级差大、平均渗透率低的储层，说明尽管储层非均质级差小，但注入水中后期在渗透率的高值区水窜更明显。

（5）从含水率98%的采出程度或最终采出程度可以看出，级差小、平均渗透率高的非均质储层采出程度低，剩余油数量多，说明平面上存在渗透率非常高的非均质储层不适合于采用平行水平网。

3.2 驱替速度对剩余油分布的影响

图12 和图13 显示了在均质储层模型中分别采用不同驱替速度开展平行水平井网水驱油实验的含油饱和度变化情况。

图12 驱替速度1 mL/min 时均质储层中不同注入量下含油饱和度分布图Fig.12 Oil saturation distribution at different water injection volume in homogeneous reservoir（injection rate 1 mL/min）

图13 驱替速度4 mL/min 时均质储层中不同注入量下含油饱和度分布图Fig.13 Oil saturation distribution at different water injection volume in homogeneous reservoir（injection rate 4 mL/min）

实验表明，注入水在进入储层以后整体向注水井方向渗流，渗流速度在注水井的跟部最快，向注水井和采油的趾部逐渐减慢。到实验结束时，在注水井的跟部含水饱和度附近最高，剩余油较少，向采油井跟部和注水井的趾部方向含水饱和度明显降低，剩余油数量增加。剩余油均主要分布在采油井的趾部附近。当驱替速度较高时，剩余油向注水井的趾部延伸，分布范围更大些。这是因为驱替速度越大时，在注水井跟部处压力越大，在储层中形成注采井间的压力梯度越大，注入水在注采井的跟部间渗流越快，更容易形成渗流优势通道，导致其见水早，采出程度更低。

利用均质储层在不同驱替速度下的实验数据绘制和计算的甲型水驱特征曲线及含水率为98%时的可采储量、动态储量、死油区储量、采收率和平均驱油效率结果如表3、图14 所示。

图14 均质储层不同驱替速度实验甲型水驱特征曲线Fig.14 Type A water drive characteristic curve water flooding experiment at different displacement rates in homogeneous reservoir

分析发现：（1）均质模型中低驱替速度条件下预测的可采储量、动态储量、采收率和平均驱油效率均高于高速条件；（2）两次驱替速度条件下的采收率相差1.58%，与实验获得的水驱油规律具有一致性，也反映出均质储平行水平井网更适合采用低速驱替度。

3.3 储层非均质对剩余油分布的影响

图15 和图16 是两种非均质储层模型平行水平井网水驱油实验过程中8×8 电极阵列测试数据分析的含油饱和度变化结果。

图15 渗透率级差为4 时非均质储层平行水井网水驱油实验中含油饱和度图Fig.15 Oil saturation in water drive experiment of parallel well pattern in heterogeneous reservoir at permeability differential is 4

图16 渗透率级差6 时非均质储层平行水井网水驱油实验中含油饱和度图Fig.16 Oil saturation in water drive experiment of parallel well pattern in heterogeneous reservoir at permeability differential is 6

图15 和图16 中，注入水在进入储层以后整体向注水井方向渗流，当不同的储层条件，渗流速度不同，主流线位置不同，剩余油分布位置也不相同。在渗透率级差为1 的均质储层中，渗流速度在注水井的跟部最快，向注水井和采油的趾部逐渐减慢，实验结束时在注水井的跟部含水饱和度附近最高，剩余油最少，向采油井跟部和注水井的趾部方向含水饱和度明显降低，剩余油数量增加。

由图15 和图16 可见，剩余油主要分布在采油井的趾部附近：在储层渗透率级差为4 的模型中，渗流速度在注水井的趾部最快，向注水井和采油井的跟部逐渐减慢，实验结束时在注水井的趾部附近含水饱和度最高，剩余油最少，向采油井跟部和注水井的跟部方向含水饱和度明显降低，剩余油数量增加。剩余油主要分布于中、低渗透区采油井跟部—中部附近区域，低渗区范围大于中渗区；在储层渗透率级差为6 的模型中，渗流速度在注水井的中部最快，向注水井跟部和趾部以及采油井方向明显减慢，采油井趾部方向略快于跟部方向。实验结束时，在注水井的中部附近含水饱和度最高，剩余油最少，向注水井跟部和趾部以及采油井方向含水饱和度明显降低，剩余油数量增加。剩余油主要分布在低渗透区采油井跟部附近区域，范围较前种储层小。

在均质储层中，注水井跟部—采油井跟部区域压力梯度最大，是注入水的主要流动方向。而在非均质储层中，由于注水井趾部处于高渗储层区，注入水在该区启动压力低，流动性增强，其主流线迁移为注水井中—趾部到采油井的中—趾部，由此造成均质储层和非均质储层的剩余油分布区域不同；同时由于非均质储层中注入水在高渗区易形成水窜，在储层渗透率级差为4 的高渗区（渗透率为3 200 mD）大于渗透率级差为6 的储层，注入水在高渗区渗流更快，造成非均质储层较均质储层水洗范围小，非均质储层中高渗区渗透率值大的储层带渗流快，均质储层采出程度高于非均质储层；非均质储层中高渗区渗透率值更大的采出程度更低。

表4 和图17 是利用非均质储层模型实验数据绘制和计算的甲型水驱特征曲线及含水率为98%时的可采储量、动态储量、死油区储量、采收率和平均驱油效率。分析表明：（1）在相同驱替速度条件下，均质模型中预测的可采储量、动态储量、采收率和平均驱油效率均高于非均质储层，但低于级差高、平均渗透率相同的非均质储层；（2）两个非均质模型的采收率相差8.91%，与实验获得的水驱油规律具有一致性，也反映出储层平面非均质性对采收率的影响总体小，平行水平井网更适合于高渗带渗透率值较小的非均质储层，而不适合于渗透率级差小、渗透率最大值非常大的非均质储层。

表4 不同渗透率级差非均质储层平行水平井网水驱油实验预测数据对比表Tab.4 Comparison of experimental prediction of parallel horizontal well pattern in heterogeneous reservoirs at different permeability gradients

图17 非均质储层中平行水平井网水驱油实验甲型水驱特征曲线Fig.17 Type A water drive characteristic curve of parallel well pattern in heterogeneous reservoir

4 结论

（1）在均质储层中采用不同驱替速度平行水平井网进行开发，低驱替速度条件下见水时间晚，见水时采出程度高，最终采收率高。剩余油分布于采油井趾部附近，高速条件下剩余油分布向注水井趾部方向扩展。因此，平行水平井网更适合于较低驱替速度的开发情况。

（2）采用相同驱替速度水平井网在均质、不同极差非均质的3 类储层中进行开发，非均质储层见水时间最早，但最终采收率及平均驱油效率均低于均质储层；在不同极差的非均质储层中，渗透率极差较大，平均渗透率较小的非均质储层见水时间晚，最终采收率及平均驱油效率高。因此，水平井网更适合于极差较大、平均渗透率较小的非均质储层。

（3）在不同的非均质储层中采用平行井网开发时，在储层渗透率级差为4 的模型中，剩余油主要分布于中、低渗透区采油井跟部—中部附近区域，低渗区范围大于中渗区；在储层渗透率级差为6 的模型中，剩余油主要分布于低渗透区采油井跟部附近区域，范围较前种储层小。