熊 鈺，徐宏光，王 玲，周文勝，劉 晨

（1.西南石油大學石油與天然氣工程學院，四川成都 610500；2.南充職業(yè)技術(shù)學院，四川南充 637000；3.中海油研究總院有限責任公司，北京 100027）

疏松砂巖稠油油藏在中國儲量豐富，一般僅有30%的地下儲量可以開采，仍有大量的剩余油分布在儲層中，開發(fā)到中后期，含水率高，剩余油分布復雜，開采難度大。如何確定剩余油的分布對于維持油藏的高效開發(fā)和原油產(chǎn)量穩(wěn)定十分重要。目前中外許多油田采用物理模型開展了稠油油藏驅(qū)油效率及剩余油分布研究，獲得了許多成果［1-3］。

朱志宏采用真空相似物理模型，研究了反九點井網(wǎng)不同注入速率下蒸汽超覆現(xiàn)象、生產(chǎn)動態(tài)及對采收率和油氣比的影響［4］。ISLAM 等將水平井和電磁加熱相結(jié)合，有效提高了稠油油藏的驅(qū)油效率［5］。周惠忠等使用矩型平面模型，進行了特定油藏的模擬和采油機制的研究［6］。李宜強采用大尺度平面物理模型，研究聚合物驅(qū)過程中的驅(qū)油效率、波及系數(shù)和驅(qū)替動態(tài)特征［7］。林濤等利用大尺度平面物理模型研究了聚合物驅(qū)中后期不同加密時間下的油水分布、含水率和采收率等［8］。闞亮等使用人造平板模型，研究了一注三采布井方式下的剩余油分布［9］。湯連東等采用大尺度填砂模型，通過改變注入水的流向分析了剩余油分布和驅(qū)油效率［10］。這些模型主要為平面模型，未考慮儲層縱向的非均質(zhì)性。

王家祿等通過測量縱向非均質(zhì)物理模型的壓力場和飽和度場，探討了提高波及效率與驅(qū)油效率的宏觀滲流機理［11-12］。關(guān)文龍等利用三維高壓模型，考慮壓力場和溫度場的變化，進行水驅(qū)后轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)提高采收率機理研究［13］。韓福來應(yīng)用三維大模型開展四注一采水驅(qū)油藏開采模擬，研究特高含水期的水驅(qū)油機理，揭示了均勻和非均勻驅(qū)替獲得的采出程度的差異［14］。沈瑞等采用大型物理模型進行水驅(qū)油實驗，研究了正方形反九點井網(wǎng)加密調(diào)整對開發(fā)效果的影響［15-16］。

目前，大尺寸物理模型主要有平板填砂模型、可視化模型和膠結(jié)模型。填砂模型只能在常溫常壓條件下進行，可視化模型可視但不能滿足壓力要求，這2種模型主要用于平面上的物理模擬；膠結(jié)模型可用于高溫、高壓條件下的三維物理模擬，但研究多集中在蒸汽驅(qū)和聚合物驅(qū)提高采收率方面?；谠嫉貙訙囟葔毫l件下注采井組的三維物理模擬實驗，尤其是采用弱膠結(jié)三維大尺寸物理模型進行驅(qū)油效率和剩余油分布規(guī)律的實驗研究較少。筆者以綏中36-1油藏為研究對象，采用自行設(shè)計的三維大尺度物理模擬封閉裝置，進行反九點井網(wǎng)加密前后的流場變化及驅(qū)油效率測試，研究了疏松砂巖稠油油藏加密前后剩余油的分布特征。

1 實驗準備

1.1 實驗裝置

實驗裝置由恒壓恒流泵、中間容器、三維大尺度物理模擬封閉裝置、壓力采集系統(tǒng)、回壓控制系統(tǒng)、電阻率采集裝置、油水計量系統(tǒng)等組成（圖1）。其中，壓力采集系統(tǒng)包含32 個高精度傳感器，對模型不同井位及層位的壓力進行實時監(jiān)測，模型頂部根據(jù)井位分布設(shè)置13 個監(jiān)測點，左、右側(cè)各設(shè)置9個監(jiān)測點，每層3 個，均勻分布，底部中心處設(shè)置1個監(jiān)測點。采用安捷倫電阻率采集裝置，模型中共39 組探針，模型分為3 層，每層均勻布置13 組探針，探針與電阻率采集裝置相連，實現(xiàn)不同層位不同位置處電阻率的實時采集。進而根據(jù)標定的不同飽和度下柱塞樣品的電阻率，獲得三維大尺寸物理模型不同位置處的飽和度。

圖1 實驗裝置示意Fig.1 Schematic diagram of equipment apparatus

1.2 模型參數(shù)及實驗材料

由于疏松砂巖油藏代表性儲層巖心難獲取并且成本高，現(xiàn)場取出的巖心多為散砂，實驗研究采用根據(jù)實際井組儲層物性制作而成的三維大尺寸物理模型。物理模型需要與實際儲層有較好的相似性，包括幾何相似、儲層特征相似、井網(wǎng)模式相似以及流動相似等。目標油藏的井網(wǎng)模式為正方形反九點注水井網(wǎng)，原型井距為300 m，有效厚度為50～100 m，為便于計算，取原型有效厚度為100 m。按照反九點井網(wǎng)模式布井，在考慮模型邊界的情況下實驗室模型井距最大為13 cm，縮放2 308 倍，厚度最大為20 cm，縮放500倍。由井距和厚度比例尺確定縮放系數(shù)為0.000 93。實際油藏井網(wǎng)日產(chǎn)液量為1 000～3 000 m3/d，通過縮放系數(shù)計算得到模型的采液速度為1.2～3.6 mL/min。物理模型與原型具有基本相似的孔隙度（28%～33%）、滲透率（800～6 000 mD）、溫度（64 ℃）、壓力（15 MPa），相同黏度的原油和地層水。

由測井資料可知不同井位不同層位的滲透率（表1）。物理模型的制備［17-20］過程為：根據(jù)不同井位不同層位的物性配制不同目數(shù)的河砂；加入適量的膠結(jié)劑以及復配地層水混合均勻；按照儲層特征，逐層填砂，模擬韻律性以及非均質(zhì)性；在填砂過程中，逐層埋入電阻率探針；最后進行壓實、烘干。

表1 單井不同層位滲透率Table1 Permeability of different layers in different wells mD

三維大尺寸物理模型尺寸為30 cm×30 cm×20 cm?？v向上，模型上、中、下3 層的平均滲透率分別為4 206，3 727，2 294 mD。為了便于分析平面滲透率對驅(qū)油效率的影響，對模型上層平面物性進行分區(qū)，分為A，B，C和D共4個區(qū)，其平均滲透率分別為4 468，5 268，2 584和4 174 mD（圖2）。

圖2 模型上、中、下層滲透率分布Fig.2 Permeability distribution on upper，middle and lower layers of model

實驗所用油樣采用煤油和目標區(qū)塊的原油按一定比例配制，油樣在地層溫度（64 ℃）下的黏度為90 mPa·s。根據(jù)目標區(qū)塊地層水的礦化度，采用蒸餾水與鹽類配制實驗所需要的地層水，水型為碳酸氫鈉型，平均礦化度約為6 071 mg/L，Na+，Ca2+，Mg2+，Cl-，，HCO3-和質(zhì)量濃度分別為2 000，22，14，1 573，146，2 085 和231 mg/L。CaCl2，MgCl2·6H2O，Na2SO4，NaHCO3，Na2CO3和NaCl 質(zhì)量濃度分別為0.061，0.117，0.216，2.871，0.408和2.461 mg/L。

1.3 實驗步驟

實驗井網(wǎng)模式按照實際井網(wǎng)模式設(shè)計，分為基礎(chǔ)井網(wǎng)和加密井網(wǎng)（圖3）?；A(chǔ)井網(wǎng)包括9口井，其中7井為注水井，1，2，3，6，8，11，12，13井為采油井，1，3，11，13 井為角井，2，6，8，12 井為邊井。加密井網(wǎng)包括13 口井，其中4，5，9，10 井為加密井，加密位置在采油井排原邊、角井之間，6，8井轉(zhuǎn)為注水井。

圖3 基礎(chǔ)井網(wǎng)和加密井網(wǎng)模式Fig.3 Well patterns before and after infilling

實驗步驟包括：①先將經(jīng)過加溫烘干的巖心放入膠套內(nèi)進行組裝；②將組裝好的巖心模型裝入三維大尺度物理模擬封閉裝置中，并檢查裝置的氣密性；③加2 MPa圍壓，抽真空，飽和地層水，記錄進出口端水量，計算模型的孔隙體積和孔隙度；④在地層溫度下油驅(qū)水建立巖心含油飽和度，直到所有出口端不出水，飽和油過程結(jié)束；⑤關(guān)閉出口端，繼續(xù)向三維巖心中飽和油，直到模型內(nèi)部壓力上升到原始地層壓力（15 MPa），圍壓同步升高至17～18 MPa，平衡一段時間，直到各個測壓點壓力相等，老化72 h；⑥開井生產(chǎn)。根據(jù)方案設(shè)定的采油速度進行生產(chǎn)，當?shù)貙訅毫档斤柡蛪毫Γ?2 MPa）時，6 和8 井轉(zhuǎn)為注水井，開加密井采油。記錄采出油水量、電阻率及壓力數(shù)據(jù)。

2 實驗結(jié)果分析

2.1 加密前后生產(chǎn)數(shù)據(jù)、壓力場與飽和度場分析

由加密前后邊井、角井的累積產(chǎn)油量以及含水率曲線（圖4）可以看出，邊井、角井的累積產(chǎn)油量呈現(xiàn)典型的水驅(qū)油生產(chǎn)模式特征，總體上升趨勢平穩(wěn)，上升速度先快后慢。加密前角井累積產(chǎn)油量為487.8 mL，邊井累積產(chǎn)油量為505.8 mL，基礎(chǔ)井網(wǎng)累積產(chǎn)油量為993.6 mL，最終驅(qū)油效率為23%。加密前由于角井距注水井較遠，并且位于物性相對較差的區(qū)域，故見水時間較晚，產(chǎn)油量較低，累積產(chǎn)油量小于邊井；加密后，原始邊井含水率上升較快，水沿優(yōu)勢通道形成水竄，累積產(chǎn)油量小于原始角井。

圖4 加密前后邊井、角井累積產(chǎn)油量及含水率曲線Fig.4 Curves of water cut and cumulative oil production before and after infilling

轉(zhuǎn)為排狀注采井網(wǎng)后，地層能量得到及時補充，水驅(qū)效果得到改善，此時水動力較強，儲層非均質(zhì)性對產(chǎn)量的影響更加明顯。由4口加密井累積產(chǎn)油量變化曲線（圖5）可以看出，4口井的曲線形態(tài)相似，但由于4井、5井位于物性相對較差的區(qū)域，相對于9 井和10 井，其累積產(chǎn)油量曲線增長趨勢較緩，最終產(chǎn)油量明顯低于9井和10井。井網(wǎng)加密后4口加密井累積產(chǎn)油量為278.2 mL，原始6 口井累積產(chǎn)油量為221.7 mL，井網(wǎng)加密后累積增油量為499.9 mL，井網(wǎng)加密后的驅(qū)油效率為35%，提高了12%。

圖5 4口加密井累積產(chǎn)油量變化曲線Fig.5 Cumulative oil production curves of four infill wells

圖6 基礎(chǔ)井網(wǎng)頂部各井壓力變化及壓力分布Fig.6 Pressure curves and pressure distribution of wells on top of basic well pattern before infilling

由加密前基礎(chǔ)井網(wǎng)頂部各井壓力變化及壓力分布（圖6）可以看出，開發(fā)過程中模型頂部壓力變化趨勢相似，開發(fā)初期儲層除了邊底水并沒有其他外來能量的補充，壓力下降較快，當壓力下降至飽和壓力時，7 井轉(zhuǎn)注水井，地層能量得到補充，壓力部分恢復并相對穩(wěn)定。加密前壓力基本維持在飽和壓力以上，整體上壓力在平面上的分布相對規(guī)則，但由于平面的非均質(zhì)性，邊、角井之間的壓力存在一定差異，壓力差達到0.4 MPa。

由基礎(chǔ)井網(wǎng)側(cè)面層位的壓力變化及壓力分布（圖7）可以看出，在整個開發(fā)過程中，層內(nèi)、層間壓力變化趨勢基本一致，縱向上壓力存在較大差異。由于邊底水對地層能量的補充作用，下層壓力維持在較高水平。同時由于隔夾層對邊底水的阻擋作用，地層水對中、上層的影響減弱，導致模型在縱向上存在明顯的壓力結(jié)構(gòu)差異，未注水前下層與中層壓力差最大達到1 MPa，與上層壓力差達到1.4 MPa，下層壓力要高于中、上層壓力。

圖7 基礎(chǔ)井網(wǎng)側(cè)面層位壓力變化及壓力分布Fig.7 Pressure curves and pressure distribution on the lateral layers of the well pattern before infilling

由加密井網(wǎng)頂部各井壓力變化及壓力分布（圖8）可以看出，6井和8井轉(zhuǎn)注后，水動力增強，水驅(qū)控制程度增強，各井的壓力恢復明顯，生產(chǎn)井間的壓力差異減小甚至消失。但整體產(chǎn)油量增加并不明顯，而產(chǎn)水量增加明顯，后期產(chǎn)油量顯著降低，說明水沿著加密前形成的優(yōu)勢滲流通道快速推進，形成水竄。由加密井網(wǎng)側(cè)面層位壓力變化及壓力分布（圖9）可以看出，模型上、中、下3層壓力恢復明顯且壓力變化趨勢相似，上層由于先受注入水能量的補充，壓力最高、恢復最為顯著，并且上層壓力與頂部各井壓力變化趨勢最為近似，3 層壓力差異變得很小并最終恢復至同一水平。

圖8 加密井網(wǎng)頂部各井壓力變化及壓力分布Fig.8 Pressure curves and pressure distribution of production wells on the top of well pattern after infilling

在模型產(chǎn)油量和壓力分析的基礎(chǔ)上，結(jié)合不同層位的含油飽和度分布（圖10，圖11）分析模型加密前后的剩余油分布特征。由于受到模型非均質(zhì)性、注入水和邊底水的共同影響，剩余油在平面和縱向上的分布較為復雜。平面上，反九點井網(wǎng)注采井之間的非主流線區(qū)域由于水驅(qū)波及程度較弱，水驅(qū)效果差，含油飽和度較高，是剩余油分布的主要區(qū)域。不同注采井間的水驅(qū)控制程度相當，剩余油主要受物性的影響，整體上看物性差的邊角區(qū)域含油飽和度較高，剩余油較多。縱向上，下層靠近邊底水，邊底水推進明顯，含油飽和度較低，剩余油相對較少；上層平均滲透率最高，同時最先受到注入水的驅(qū)替，含油飽和度相對于中層較低；中層由于受到隔夾層對邊底水和注入水垂向流動的阻擋作用，水驅(qū)效果較差，含油飽和度最高，剩余油較多。

圖9 加密井網(wǎng)側(cè)面層位壓力變化及壓力分布Fig.9 Pressure curves and pressure distribution on lateral layers of basic well pattern after infilling

根據(jù)加密井網(wǎng)上、中、下層含油飽和度分布（圖11），通過轉(zhuǎn)注、加密變?yōu)榕艩钭⒉删W(wǎng)后，井距變小，水驅(qū)波及面積擴大，水動力增強，此時剩余油的分布主要受儲層非均質(zhì)性的影響。整體上來說，平面上物性較好的區(qū)域，存在較大的流通孔道，水體易進入，水洗程度強，驅(qū)油效率高，剩余油較少?？v向上，含油飽和度分布主要受儲層物性的影響，上層物性最好，整體上含油飽和度較低，驅(qū)油效率較高；中層平均滲透率低于上層，含油飽和度略高于上層，剩余油多于上層；下層由于受到邊底水和注入水的共同作用，雖然物性比中、上層差，但其水洗程度高，剩余油飽和度相對較小，驅(qū)油效率較高。

2.2 物性和壓力差異對驅(qū)油效率的影響

選取加密前后不同時間點對應(yīng)的模型上層A，B，C，D 區(qū)含油飽和度分布數(shù)據(jù)，用產(chǎn)量劈分法得到加密前后模型上層各區(qū)的產(chǎn)量及剩余油飽和度隨時間變化的動態(tài)值，從而獲得各區(qū)驅(qū)油效率隨時間變化的動態(tài)數(shù)據(jù)（圖12）。將單位時間驅(qū)油效率的變化定義為驅(qū)油效率增長率，從而更加直觀地反映井間物性差異對驅(qū)油效率的影響。

加密前后模型上層A，B，C，D 區(qū)驅(qū)油效率隨時間的變化曲線顯示，加密前滲透率越高的區(qū)域驅(qū)油效率越高，驅(qū)油效率增長率也越大。B 區(qū)物性最好，加密前驅(qū)油效率為25.4%，C 區(qū)物性最差，加密前驅(qū)油效率為20.5%；加密后，物性相對較差的A 和D 區(qū)驅(qū)油效率反而超過了物性最好的B 區(qū)，特別是D 區(qū)物性相對于A 區(qū)更差，加密后驅(qū)油效率在4 個區(qū)里最高，達到了35%。但并不是物性越差驅(qū)油效率越高，物性最差的C區(qū)加密后驅(qū)油效率還是最低，說明在一定滲透率范圍內(nèi)，加密后滲透率越高的區(qū)域驅(qū)油效率反而越低。這是由于滲透率高的區(qū)域在加密前產(chǎn)出油量較大，加密后水沿優(yōu)勢孔隙易形成水竄，阻礙了驅(qū)油效率的提高。同時，驅(qū)油效率增長率曲線顯示，加密后物性越好的區(qū)域，其水驅(qū)受效越快。物性最差的C區(qū)在加密后驅(qū)油效率增長率僅次于驅(qū)油效率增長率最高的D 區(qū)，說明加密后物性差的區(qū)域受效良好。

圖10 基礎(chǔ)井網(wǎng)上、中、下層含油飽和度分布Fig.10 Oil saturation distribution on upper，middle and lower layers before infilling

圖11 加密井網(wǎng)上、中、下層含油飽和度分布Fig.11 Oil saturation distribution on upper，middle and lower layers after infilling

圖12 加密前后模型上層A，B，C，D區(qū)驅(qū)油效率變化曲線Fig.12 Displacement efficiency curves of regions A，B，C，D at upper layer before and after infilling

圖13 加密前后模型上、中、下層驅(qū)油效率、地層壓力與時間關(guān)系曲線Fig.13 Displacement efficiency and formation pressure curves of upper，middle and lower layers before and after infilling

加密前后模型上、中、下層驅(qū)油效率、地層壓力與時間關(guān)系曲線（圖13）表明，加密前，下層由于邊底水能量的補充，且隔夾層阻擋了地層水垂向的流動，導致其壓力明顯高于中、上層。下層與中層壓力差達到0.5 MPa，與上層壓力差達到0.71 MPa，上層與中層壓力差較小，約為0.2 MPa。下層地層壓力維持在較高水平，出液能力較強，使得下層驅(qū)油效率最高，達到25%；中、上層地層壓力較為接近，但上層的平均物性好于中層，使得上層的驅(qū)油效率比中層的驅(qū)油效率高1.53%，達到23.03%。雖然中、上層物性好于下層，但地層壓力低于下層壓力，使得加密前中、上層的驅(qū)油效率低于下層的驅(qū)油效率。加密前模型的平均驅(qū)油效率為23.2%。

加密后，隨著注入水的增加，水動力增強，3 層壓力逐漸升高并趨于一致，層間壓力差變小甚至消失，此時層間壓力差對驅(qū)油效率的影響減弱，儲層物性的影響增強。上層物性最好，其驅(qū)油效率最高，達到36.8%，而下層雖然物性比中層差，但由于受到地層水和注入水的共同作用，其驅(qū)油效率略高于中層，達到35.79%。加密后模型的最終驅(qū)油效率達到35.7%，比加密前提高了12.5%。

2.3 加密前后水驅(qū)特征及采收率

根據(jù)實驗數(shù)據(jù)，得到模型在不同井網(wǎng)模式下的累積產(chǎn)水量（Wp）和累積產(chǎn)油量（Np），兩者之間呈線性關(guān)系，符合甲型水驅(qū)曲線的特征（圖14）。

Wp和Np的關(guān)系可表示為：

對于基礎(chǔ)井網(wǎng)為：

對于加密井網(wǎng)為：

水驅(qū)控制程度計算式為：

由水油比和采出程度的關(guān)系可知：

圖14 模型加密前后甲型水驅(qū)曲線Fig.14 Type A waterflood curve before and after infilling

由甲型水驅(qū)曲線可以得到模型加密前后的水驅(qū)參數(shù)，加密前水驅(qū)常數(shù)b為0.008 6，加密后b減小為0.006，由水驅(qū)常數(shù)可以得到加密前后的水驅(qū)控制地質(zhì)儲量分別為2 006和2 875 mL，進而得到加密前后的水驅(qū)控制程度分別為47%和68%。加密后曲線向下轉(zhuǎn)折，曲線趨于平緩，水驅(qū)控制程度提高，水驅(qū)效果變好，可采儲量增加，采收率提高。模型加密前采收率為19.7%，加密后采收率為31.5%，提高了11.8%。

3 結(jié)論

平面上，加密前物性越好的區(qū)域驅(qū)油效率越高，驅(qū)油效率增長率越大；加密后，在一定滲透率范圍內(nèi)，由于水竄的影響物性好的區(qū)域驅(qū)油效率反而越差。同時，加密后物性越好的區(qū)域，其水驅(qū)受效越快，物性差的區(qū)域受效良好?？v向上，加密前層間壓力差對驅(qū)油效率的影響相較于物性差更為顯著，單層壓力越高，出液能力越強，驅(qū)油效率越高；加密后，驅(qū)油效率主要受物性差異的影響，在不考慮地層水影響的條件下物性越好其最終驅(qū)油效率越高。

對于有邊底水的注采井網(wǎng)，剩余油分布較為復雜，加密前剩余油縱向上在中、上部層位富集，平面上主要分布在物性較差的區(qū)域以及邊角井之間的非主流線區(qū)域；加密后，剩余油主要分布在生產(chǎn)井排加密井與原生產(chǎn)井之間的區(qū)域。

在反九點基礎(chǔ)井網(wǎng)的水動力較弱時，采收率僅為19.7%，基礎(chǔ)井網(wǎng)進行生產(chǎn)井轉(zhuǎn)注、排狀加密后，改善了水驅(qū)控制程度，提高了油藏驅(qū)油效率，最終采收率提高了11.8%，達到31.5%。

符號解釋

Wp——累積產(chǎn)水量，mL；Np——累積產(chǎn)油量，mL；a，b——水驅(qū)常數(shù)；β——水驅(qū)控制程度；Nw——水驅(qū)控制地質(zhì)儲量，mL（室內(nèi)實驗條件下計算采用單位）；N——油藏地質(zhì)儲量，mL（室內(nèi)實驗條件下計算采用單位）；Rwo——水油比；Ro——采出程度。