倪 俊，徐 波*，王 建，王 瑞，宋 婷，劉 甜，高鑫鑫

(1.西安石油大學石油工程學院，西安 710065；2.陜西省油氣田特種增產(chǎn)技術重點實驗室，西安 710065；3.中國石化勝利油田分公司勘探開發(fā)研究院，東營 257015)

多層非均質油藏在籠統(tǒng)注水開發(fā)時，注入水縱向驅替不均衡，層間矛盾突出，油田開發(fā)效果較差。平均滲透率、層間滲透率差異、流體性質差異、含水率差異、壓力差異以及開發(fā)層數(shù)等是影響多層合采油藏水驅效果的主要因素[1-2]。

中外學者就地層流體性質對油藏注水開發(fā)效果的影響做了大量研究[3-10]。文華[3]、李濤等[4]、關富佳等[7]、Rosado等[8]通過數(shù)值模擬手段研究了油水黏度比對油藏水驅波及面積、采出程度的影響，研究發(fā)現(xiàn)油水黏度比越大，注入水指進現(xiàn)象越明顯，水驅的波及面積越小，原油的采出程度越低，水驅效果越差；王守龍等[5]、Aboujafar等[9]通過實驗室?guī)r心驅替實驗研究了油水黏度比對油水相滲曲線的影響，研究發(fā)現(xiàn)隨油水黏度比的增大，油相、水相的相對滲透率均大幅降低，束縛水和殘余油飽和度增大，等滲點的含水飽和度左移。油水黏度比對殘余油飽和度和最終采收率有很大影響，油水黏度比越大，油藏殘余油飽和度越大，原油的最終采收率越低；徐慶巖等[6]利用特低滲透油藏滲流理論建立理論模型研究了原油黏度對于水驅前緣推進速度的影響，研究發(fā)現(xiàn)隨著地層原油黏度的增大，儲層的注水推進速度逐漸變慢，且其降幅逐漸變緩；余華杰等[10]研究了儲層物性相近時，層間原油黏度差異對于油藏開發(fā)效果的影響，研究認為低黏度層干擾高黏度層原油的產(chǎn)出。張凱等[11]在室內巖心實驗研究發(fā)現(xiàn)，多層合采時，當層間原油黏度級差為3時，高黏層流量非常小，甚至不出油；李玉紅等[12]基于油藏數(shù)值模擬方法和層次分析理論，研究儲層滲透率級差、原油黏度級差、地層壓力級差、油層厚度及采油速度等因素對油藏采收率的影響，發(fā)現(xiàn)各影響因素級差越大，層間矛盾越嚴重，油藏采收率越低；繆飛飛等[13]通過水驅油物理模擬實驗及數(shù)值模擬研究發(fā)現(xiàn)，當滲透率級差、黏度級差大于3時，層間干擾明顯增強，驅油效果變差。

雖然中外學者就流體性質對油藏水驅開發(fā)效果的影響做了大量研究，但是關于層間流體差異的影響主要是通過對比采出程度進行研究。現(xiàn)以油水黏度比為研究對象，以P區(qū)塊為基礎建立機理模型，從剩余油分布、波及系數(shù)、驅油效率以及采出程度等多個方面研究流體性質對多層合采油藏注水開發(fā)效果的影響，并確定合理的層間油水黏度比級差界限，對于類似油田的高效開發(fā)具有一定指導意義。

臨盤油田P區(qū)塊為典型的三角形封閉斷塊油藏，含油面積為0.11 km2，地質儲量為18.7×104t，為中孔中滲常溫常壓斷塊層狀油藏。油藏斷裂系統(tǒng)復雜，含油面積小，注采井距小，縱向含油小層多。目前斷塊井網(wǎng)形式為一注兩采，累計產(chǎn)油2.78×104t，含水率為84.6%，采出程度為14.8%。主要存在問題有含水率快速上升、注采波及面積小，采出程度低、縱向層間干擾嚴重、動用程度差異大。

1 模型建立

圖1 油藏模型Fig.1 The reservoir model

應用CMG數(shù)值模擬軟件黑油模塊，建立多層油藏一注兩采水驅機理模型，如圖1所示。模型網(wǎng)格數(shù)為76×77×3=17 556，其中有效網(wǎng)格數(shù)為3 844×3=11 532。平面網(wǎng)格尺寸為10 m×10 m，縱向上3個小層厚度均為3 m。模型孔隙度為30%，原始地層壓力為15.96 MPa，水平方向滲透率為100×10-3μm2，垂向滲透率為水平滲透率的0.1倍，油藏初始含油飽和度為75%。

2 模擬結果分析

采用級差法研究層間油水黏度比級差對油藏注水開發(fā)的影響。首先設定一個油水黏度比值最小的標準層，然后按不同的級差確定對比層的油水黏度比值，其余層按照最小值和最大值依次等比例插值[14]。通過油藏數(shù)值模擬計算得出不同油水黏度比級差下標準層和對比層的剩余油分布、滲流場、波及系數(shù)以及采出程度的變化，研究油水黏度比變化對油藏開發(fā)效果的影響。

為研究各小層不同油水黏度比對油藏籠統(tǒng)注水開發(fā)效果的影響，在上述地質模型的基礎上，建立標準層油水黏度比值為10，黏度比級差分別為1、2、3、4、5、6的機理模型6個。所有模型均采用定液量的工作制度生產(chǎn)50 a，具體模型的各小層油水黏度比取值如表1所示。

表1 不同油水黏度比級差下油藏各小層的油水黏度比Table 1 Oil-water viscosity ratio of each reservoir layer under different oil-water viscosity ratio differential

表1中，第1層即為標準層，其油水黏度比固定為10，第5層為對比層，其油水黏度比值依據(jù)級差大小而設置，第3層則根據(jù)標準層和對比層油水黏度比值大小，按照等比例插值的原則確定對應的油水黏度比值，第2層和第4層設置為層間隔層。

2.1 剩余油分布特征

通過分析油水黏度比級差分別為1、3、6這3種情形下油藏的剩余油分布特征來研究油水黏度比對油藏注水開發(fā)效果的影響。

含油飽和度場反映了油層平面上剩余油分布狀況。不同油水黏度比級差條件下油藏定液量生產(chǎn)50 a后各層的含油飽和度場分布如圖2所示。圖2中Well-3代表注入井，Well-1、Well-2代表采出井，藍色部分代表低含油飽和度(0～25%)，淺藍色色部分代表較低含油飽和度(25%～45%)，淺綠色部分代表中含油飽和度(45%～60%)，綠色部分代表高含油飽和度(60%～80%)。從圖2中可以看出，注水井與主流線區(qū)域含油飽和度最低，剩余油主要分布在邊角部位，油水黏度比變化對剩余油分布位置無影響，主要影響剩余油分布的富集程度。層間油水黏度比級差越大，低油水黏度比層淺藍色部分所占面積逐漸變大，高油水黏度比層低含油飽和度區(qū)域縮小。在油水黏度比級差從1增加到6時，標準層中含油飽和度低于45%的區(qū)域面積占比由78%增大至89.5%，而對比層油水黏度比值由10增加至60，該層中低含油飽和度區(qū)域占比由78%降低至41%。即隨著油水黏度比級差增大，低油水黏度比層的儲量動用程度上升，而高油水黏度比層儲量動用程度下降，層間儲量動用程度差異增大。

圖2 油水黏度比級差分別為1、3、6時的標準層與對比層剩余油分布對比Fig.2 Comparison of residual oil distribution between different layer when oil-water viscosity ratio difference is 1, 3, and 6

黏度是對流體流動時因內部摩擦引起的流動阻力大小的量度，黏度越大，流體流動阻力越大，越難流動。在其他條件一定時，油水黏度比越大，原油越難流動，注入水推進速度越慢，且水驅油的非活塞性越強，導致水驅波及面積越小，驅油效率降低，油藏開發(fā)效果變差，剩余油富集程度越高[3-10]。如圖3所示，通過多層油藏籠統(tǒng)注水時高、低油水黏度比層吸水量和吸水強度比值的變化曲線可以看出：低油水黏度比層，滲流阻力低，小層吸水比例較大，驅替效果較好；而高黏度層的滲流阻力比較大，啟動壓力也較大，開發(fā)效果較差。黏度比級差越大，層間矛盾越加嚴重，高黏度比層相對吸水量越低。隨著黏度比級差增大，油藏層間非均質性越嚴重，低黏度比層對高黏度比層干擾越強[10]，注入水大部分流入低黏度層，導致低黏度比油層儲量動用程度上升，而高黏度比油層儲量動用程度大幅下降甚至不動用。

圖3 不同油水黏度比級差時高、低油水黏度比層吸水能力差異Fig.3 Difference of water absorption capacity between high and low oil-water viscosity ratio layer

依據(jù)前人研究結果，油藏水驅后形成的剩余油可劃分為簇狀、柱狀、油膜狀、盲端狀和孤島狀5種類型[15-17]。簇狀剩余油主要分布在注入水未波及區(qū)域；柱狀剩余油則是當驅替壓力低于流動阻力時出現(xiàn)“繞流”現(xiàn)象而殘留于孔道中的原油；油膜狀剩余油主要受巖石潤濕性的影響，當巖石親油時，原油黏附在孔隙內壁不易流動，形成油膜狀剩余油；盲端剩余油是因部分巖石孔隙的半封閉性，致使原油幾乎不受驅替壓差的影響，從而殘留在孔隙中的剩余油；孤島狀剩余油是因賈敏效應影響而分布在狹小喉道入口處的剩余油。由圖3可知，層間油水黏度比差異導致油藏籠統(tǒng)注水開發(fā)時各層吸水能力存在較大差異，黏度比級差越大，層間吸水能力差異越強，導致各層水驅波及系數(shù)和注水強度均不相同。低油水黏度比層注水強度高、注入水波及范圍廣、驅油效率高，故低油水黏度比層中簇狀、柱狀、膜狀剩余油動用程度高于高油水黏度比層[18]。剩余油主要富集在高油水黏度比層中，且簇狀、柱狀、膜狀剩余油所占比例較高；低油水黏度比油層中剩余油較少，且簇狀、柱狀、膜狀剩余油所占比例較低。

圖4 油水黏度比級差為6時，標準層與對比層在不同時間段流線對比Fig.4 When the oil-water viscosity ratio difference is 6, the streamlines in different layers at different time

2.2 滲流場

流線是描述滲流場流體流動特性的有效工具，它能直觀反映任一時刻油藏內流體在注入井與生產(chǎn)井之間的運動軌跡，進而為研究油藏流體的滲流與分布規(guī)律提供依據(jù)[19]。使用CMG軟件輸出流線圖，分析對比不同黏度比級差條件下，不同生產(chǎn)階段標準層與對比層流線特征，研究油水黏度比對籠統(tǒng)注水開發(fā)油藏滲流場的影響。

圖4所示為黏度比級差為6時，低油水黏度比油層與高油水黏度比油層間滲流場變化的對比。圖4中紅色曲線表示注水井與生產(chǎn)井之間的流線，主要通過分析流線控制面積以及密集程度研究油水黏度比差異對于滲流場的影響。

從圖4可以看出，在不同開發(fā)階段，低油水黏度比層較高油水黏度比層的流線波及范圍更廣、更密集，即波及系數(shù)更大、驅油效率更高，相應的采出程度也越大。主要原因在于低油水黏度比層的流動阻力低，故在籠統(tǒng)注水開發(fā)時其吸水量高于高油水黏度比層，如圖3所示。且油水黏度比較低時油水驅替前緣均勻推進、驅油效率更高、波及系數(shù)更大。所以在多層油藏籠統(tǒng)注水開發(fā)時，油水黏度比級差越大，低油水黏度比層對于高油水黏度比層的干擾程度越強，低油水黏度比層儲量動用程度上升，高油水黏度比層儲量動用程度急劇下降甚至不動用。

2.2.1 波及系數(shù)

根據(jù)油水相滲曲線、分流量方程可以得到含水率與含水飽和度的關系曲線，再應用圖版法求取水驅前緣含水飽和度，即在含水率與含水飽和度曲線上，過束縛水飽和度作含水率曲線的切線，切點含水飽和度即為水驅前緣含水飽和度[20-21]。根據(jù)求得的前緣含水飽和度Swf，結合CMG數(shù)值模擬軟件模擬結果，通過一系列分析和計算，最終得到油藏各層的水驅波及系數(shù)。

不考慮毛管力及重力作用，根據(jù)達西定律及連續(xù)性方程可得分流量方程[20]：

(1)

式(1)中：fw為含水率，%；Kro為油相相對滲透率；Kro為油相相對滲透率；μr為油水黏度比。

結合相滲曲線可得到含水率與含水飽和度的關系曲線，如圖5所示，可以求得在油水黏度比為10時，水驅驅替前緣含水飽和度為0.60。所得的前緣含水飽和度值可以用作判斷網(wǎng)格是否被注入水波及的標準，若網(wǎng)格內的含水飽和度高于此數(shù)值，則認為該網(wǎng)格為計算波及系數(shù)的有效網(wǎng)格。

由此，可根據(jù)油藏定液量生產(chǎn)50 a之后的含水飽和度分布情況計算各油層水驅波及系數(shù)。圖6所示為油水黏度比級差為1時，油藏含水飽和度分布圖，圖中藍色網(wǎng)格表示已被波及的網(wǎng)格，綠色網(wǎng)格代表還未被波及的網(wǎng)格，網(wǎng)格被波及的標準是網(wǎng)格內的含水飽和度大于驅替前緣含水飽和度，通過計算藍色的網(wǎng)格數(shù)占總網(wǎng)格數(shù)的比例可求得波及系數(shù)。油水黏度比級差為1時，油藏第1層波及系數(shù)為0.713。

同理，設置不同的油水黏度比級差，得到不同油水黏度比時水驅前緣含水飽和度，從而計算出不同黏度比級差時油藏各層水驅波及系數(shù)，如表2所示。

圖5 油水黏度比為10時含水率與含水飽和度關系曲線Fig.5 The curve of water cut and water saturation while the oil-water viscosity ratio is 10

圖6 油水黏度比級差為1時油藏第1層水驅波及網(wǎng)格數(shù)Fig.6 The number of grids that was swept in the first layer while the oil-water viscosity ratio is 1

分析油藏各層波及系數(shù)變化規(guī)律，油水黏度比級差越大，不同黏度比油層間的水驅波及系數(shù)差異也越大，隨著油水黏度比級差增大，低油水黏度比層的水驅波及系數(shù)上升，而高油水黏度比層的水驅波及系數(shù)下降。主要原因在于，油水黏度比越低，其流度比也就越低，注入水容易流動，且驅替效果較好，因此多層合采時，黏度比級差越大，注入水在低黏度比層更易流動，形成注入水單層突進，導致低黏度層水驅波及系數(shù)上升，高黏度層波及系數(shù)急劇下降，層間干擾程度加劇。從圖4也可發(fā)現(xiàn)，低黏度比油層流線波及區(qū)域大于高黏度比油層。

表2 油藏各小層波及系數(shù)Table 2 The sweep efficiency of reservoir layer

2.2.2 驅油效率

為研究油水黏度比對于油藏驅油效率的影響，可在油藏平面上選取幾個典型點，通過分析典型點網(wǎng)格含油飽和度的變化，研究驅油效率的變化。典型點分布如圖7所示。圖7中，取了5個典型區(qū)域，分別是位于主流線不同位置的A、B、C 3個區(qū)域，以及垂直于主流線的D、E兩個區(qū)域。

如圖8所示，黏度比級差為1時，標準層與對比層中任一典型點處網(wǎng)格含油飽和度變化曲線重合，表明在黏度比級差為1時，兩個不同油層中注入水驅油過程是相同的，不存在層間干擾。而在黏度比級差為6時，標準層的含油飽和度開始下降的時間早于黏度比級差為1時曲線開始變化時間，而對比層中典型點處含油飽和度出現(xiàn)變化的時間卻晚于黏度比級差為1的時間，表明隨著黏度比級差增大，標準層注入水波及速度上升，而對比層注入水波及速度下降。

在A、B、C、D 4個典型點處，雖然黏度比級差為6的標準層中含油飽和度降低幅度與黏度比級差為1時相同，但是黏度比級差為6時標準層中含油飽和度下降速度更快，而對比層中含油飽和度值下降速率較慢且下降幅度較小，表明隨著黏度比級差增大，低黏度比油層水驅油效率上升，高黏度比油層驅油效率下降、波及程度降低，即低黏度比油層影響高黏度比油層的驅油效率。

圖8 油藏不同部位含油飽和度隨時間變化曲線Fig.8 The curve of oil saturation and time in different reservoir area

在E點處，黏度比級差為1時兩個層位中含油飽和度值變化趨勢一致，且含油飽和度值有所下降，在黏度比級差為6時，標準層含油飽和度值較黏度比級差為1時多降低了7個百分點，而對比層含油飽和度變化幅度很小，即標準層中E點處水驅油效率上升，而在對比層中注入水未波及到E點，表明多層油藏籠統(tǒng)注水開發(fā)時，低油水黏度比油層不僅影響高油水黏度比油層驅油效率，還影響其水驅波及系數(shù)。

2.3 采出程度

分析對比定液量生產(chǎn)50 a之后不同黏度比級差時油藏采出程度變化研究油水黏度比級差的影響，如表3所示。

通過分析表3數(shù)據(jù)可知不同黏度比級差下各層的原油采出程度。隨著層間油水黏度比級差的增加，低黏度層的采出程度上升，而高黏度層的采出程度急劇降低，降低幅度高于低黏度層采出程度增加幅度，導致油藏整體的采出程度降低。同時，層間黏度比級差越大，層間非均質性越強，高、低油水黏度比油層間采出程度差異越大。黏度比級差為3是一個分界點，在黏度比級差小于3時，采出程度隨黏度比變化幅度較大，而在黏度比級差大于3之后，采出程度變化幅度明顯下降且趨于穩(wěn)定。

由圖9可知，標準層，即油水黏度比為10的油層中，不同黏度比級差條件下的含水率與采出程度關系曲線互相重合，僅最終曲線端點值不同。表明油藏含水率與采出程度關系主要受油水黏度比大小影響，層間油水黏度比級差僅影響其最終采收率大小。分析圖10曲線可發(fā)現(xiàn)，油水黏度比級差越大，油藏高黏度比層無水采出程度越低，含水率上升越快，最終采出程度越低。層間油水黏度比級差主要影響油藏縱向驅替均衡程度，級差越大，層間矛盾越突出，高油水黏度比層無水采出程度越低，含水率上升越快。

表3 不同油水黏度比級差時油藏各小層采出程度Table 3 The recovery percentage of each layer at different oil-water viscosity ratio difference

圖9 低黏度比油層含水率隨采出程度變化情況Fig.9 The curve of water cut and recovery percentage in low oil-water viscosity ratio layer

圖10 高黏度比油層含水率隨采出程度變化情況Fig.10 The curve of water cut and recovery percentage in high oil-water viscosity ratio layer

2.4 開發(fā)對策

多層合采油藏當各層滲透率相近時，層間黏度差異越大，低油水黏度比層對于高油水黏度比層干擾程度越強，油藏開發(fā)效果越差[10]。為了消除層間差異，提高采收率，一般實施分層系開發(fā)方案。而P區(qū)塊這類多層復雜小斷塊油藏由于油藏面積較小而無法實現(xiàn)分層系開發(fā)，建議采用注采耦合技術[22]，以層間油水黏度比級差3為界限，劃分注采單元，既能實現(xiàn)油藏分層系開發(fā)降低層間干擾，又能通過不斷改變液流方向調整滲流場、擴大水驅波及系數(shù)，有效提高油藏采收率[22-24]。

2.5 物模驗證

主要使用數(shù)值模擬手段進行研究，通過與前人物理模擬實驗結果對比，驗證數(shù)模研究成果的可靠性。

張凱等[11]采用單因素分析法，通過室內試驗分別研究了滲透率級差、黏度級差以及含水率對多層合采油藏啟動壓力的影響，在采用兩根并聯(lián)填砂管研究黏度級差時發(fā)現(xiàn)：在黏度級差為2時，當流量為0.1 mL/min時，上游壓力小于1 MPa，高黏管不出油，逐漸增大流量至1.5 mL/min，此刻上游壓力上升至4 MPa時，高黏管開始出液；而當黏度極差為3時，當流量為1.5 mL/min時高黏管不出油，增大至2 mL/min后，原油少量緩慢流出。研究認為黏度級差不能超過3。

繆飛飛等[13]用不同黏度的模擬油飽和不同填砂管模型以形成高、低黏度地層，采用填砂管并聯(lián)合注開發(fā)的方式，一端以恒壓或定流量注入水，研究了黏度級差對油田多層合采條件下層間干擾程度的影響。研究發(fā)現(xiàn)：隨著黏度級差的增大，驅油效率呈指數(shù)下降趨勢；隨黏度級差的增大，低黏管與高黏管貢獻率曲線的張口越來越大，說明黏度級差較小時，高黏層可在較低的注采壓差條件下得到動用，隨著黏度級差增大，由于低黏層的干擾，無法建立足夠的注采壓差，導致高黏層不能水驅動用。黏度級差大于3，層間干擾明顯增強，層間黏度級差界限約為3～4。

本文的數(shù)值模擬結果與以上兩位學者實驗研究結果基本一致，驗證了本文數(shù)值模擬結果的可靠性。

3 結論

(1)油水黏度比對于油藏注水開發(fā)效果影響程度較大，地質條件相似時，油水黏度比越大，注入水指進越嚴重，波及系數(shù)越小，驅油效率越低，油藏無水采出程度越低，含水率上升越快，開發(fā)效果越差。

(2)多層合采油藏，地質條件相似時，層間油水黏度比值差異越大，層間矛盾越突出，低油水黏度比層對高油水黏度比層的干擾越強，注入水沿低油水黏度比單層突進現(xiàn)象越嚴重，油藏層間動用差異程度越大，低油水黏度比層采出程度越高，高油水黏度比層采出程度越低，剩余油主要富集在高油水黏度比層中。研究認為，在劃分開發(fā)層系時，合理的層間油水黏度比級差應控制在3以下。

(3)油水黏度比不僅影響油藏最終采出程度，還影響油藏注水開發(fā)的整個過程。層間油水黏度比差異越大，低油水黏度比層的波及系數(shù)越大，驅油效率更高，而高黏度比油層的波及系數(shù)下降，驅油效率下降，甚至停止動用。