汤连东，陈小凡，乐 平，丰 妍，李 壮

(西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室 四川 成都 610500)

大尺度物理模型特高含水期流场转换实验研究

汤连东，陈小凡，乐 平，丰 妍，李 壮

(西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室 四川 成都 610500)

整装油藏在长期注水开发中，强注强采导致油水井间逐步形成优势流场，即水驱油流动的主流线。在特高含水期，主流线方向上水洗程度较高，剩余油饱和度较低。因此在开发后期只有打破原来的固定优势流场，使得注入水向弱势区流动，才能有效驱动原油，提高地层原油采收率。通过大尺度物理模型实验，改变特高含水后期注水流场方向，分析剩余油分布情况及原油驱替效率。确定在同一井组，相同井距，相同采液速度条件下，九点井网是特高含水后期井网调整的最佳选择。

优势流场 特高含水期 采出程度 九点法井网

水驱油藏提高波及体积是改善注水开发效果的最主要方向，尤其是在特高含水期，剩余油分布呈现相对分散，只有有效改变地层压力梯度，打破原来的固定流场[1-5]，使得注入水向弱势区流动，才能有效地驱动原油。目前对于井组内部的无效水循环主要还是应该依靠调剖堵水措施[6-9]，通过调剖堵水增加地层的压力梯度，改变注入水的流动路线，扩大波及体积。本文通过大尺度物理模型实验，改变特高含水后期注水流场方向，分析剩余油分布情况及原油驱替效率，明确特高含水后期不同流场转换方式下致效机理，从而确定最佳井网方案。

1 实验模型设计

为了真实模拟地层情况，根据几何相似原理，设计实验过程中应保持物理模型的渗透率、流体粘度、注采井网行距排距比值等影响因素与实际地层保持一致，设计了大尺度的物理模型特高含水后期流场转换实验。按照地层井位置分布情况(如图1)，在模型上布置注水井和采油井。井距行距排距比值及模型打开程度按照几何相似原理达到与实际地层情况相似， 从而形成大尺度砂岩油藏物理模型。模型尺寸：长800 mm， 宽800 mm， 高90 mm，石英砂粒度140～160目， 填砂量约280 kg， 模拟储层渗透率为2 000×10-3μm2。根据流体粘度相似原则，配置实验的原油粘度为30 mPa·s，配置的地层水粘度为0.5 mPa·s。

图1 实验井网系统

2 实验过程设计

本次实验通过改变特高含水后期流场，研究在特高含水后期不同注采井网模型含水率达到98%时的最终采收率，并观测剩余油分布规律，选择最优化注采方案。研究共进行了4组实验，分别为：特高含水后期井网不变，特高含水后期改为九点法井网，特高含水后期改为五点法井网和特高含水后期井网转90°。

实验主要过程：

(1)饱和地层模型：地层模型抽空，通过检测模型内部的真空度判断模型的密封状况。抽空一段时间后，从已经抽空过的模型进口饱和水，同时给进口增加一定的驱替压力，保证整个模型充分饱和水。饱和水后，从进口开始注入要饱和的油。先采用线性低速注入，然后改变注采方式，使模型的各个部位均被波及到，在整个模型中建立束缚水，直至模型饱和充分。

(2)水驱：将模拟地层水以10 mL/min的速度进行水驱油实验，驱替至产出端瞬时含水率达到95%时，结束水驱。

(3)井网调整：将原有的行列井网进行流场调整，即井网调整。

(4)后续水驱：在调整井网基础上以10 mL/min速度进行后续水驱直至产出端瞬时含水率达到98%以上时结束实验。

3 实验结果分析

将整个物理模型划分为25个子区域(如图2)，分析其主流线与非主流线区域剩余油饱和度和驱油效率等的变化规律。

图2 物理模型划分区域示意

物理模拟实验中，注入量与采出量保持相等。地层水驱到含水率95%停止水驱，此时实验模拟的剩余油分布如图3所示。在此基础上，进行4组实验，研究在特高含水后期不同注采井网模型含水率达到98%时的最终采收率，并分析剩余油分布规律及驱油效率情况。

图3 含水率95%剩余油饱和度分布示意

3.1 剩余油分布规律

模型地层水驱含水率达到95%时，进行井网调整(如图4所示)，水驱至含水率98%时结束实验。分别为行列井网(即井网不变)、九点法井网、五点法井网和井网旋转90°(水转油)。在行列井网(即井网不变)水驱至含水率98%时，模型地层平均剩余油饱和度为39.67%,其中水驱主流线上水洗程度高，剩余油饱和度相对较低，在非主流线上剩余油相对富集。九点法井网，即原2口生产井转注，平行流线被改变，水驱至含水率98%时，原非主流线区域剩余油饱和度降低3%～7%,此时模型地层平均剩余油饱和度为38.94%。五点法井网，即将九点井网的角井关闭，则生产井间驱替增强，剩余油饱和度比九点井网再低0.16%～1.13%，但原非主流线区域剩余饱和度比九点井网高2%，此时模型地层剩余油饱和度平均为39.54%。井网旋转90°(水转油)，即整体流线转90°，两边水线均往中间驱，使中间油井排剩余油饱和度增大，但原主流线及原弱驱部位剩余饱和度较其他方式高，造成整体驱替减小,此时模型地层剩余油饱和度平均为42.26%。

图4 特高含水后期不同井网条件下水驱剩余油分布

3.2 驱油效率分布

水驱至含水率98%时，地层驱油效率分布如图5所示。在行列井网(即井网不变)中，水驱主流线上驱油效率较高，地层平均驱油效率为47.81%。九点法井网，原非主流线区域驱油效率明显提高3%～4%，其平均驱油效率为48.76%。五点法井网，注水井点附近，驱油效率高于50%的范围大于九点井网，但原非主流线区域驱油效率低于九点井网，其平均驱油效率为47.97%。网旋转90°(水转油)，由于油井排剩余饱和度增大，因此驱油效率较低。其他部位驱油效率也低于其他井网方式，平均驱油效率为44.38%。

图5 特高含水后期不同井网条件下水驱驱油效率分布

4 实验数据处理分析

4.1 相同水驱倍数下采出程度与含水率对比

由图6分析可知，实验过程中在相同过水倍数(PV)条件下，九点法井网采出程度最高，其次为五点井网，井网旋转90°(水转油井网)采出程度最低，比九点法井网低3%～4%。由图7分析可知，当地层达含水率达到95%时进行井网调整后，地层含水率出现下降。

图6 不同井网下采出程度

图7 不同井网下含水率

4.2 不同井网水驱油均匀程度分析

为分析不同井网条件下整个渗流场水驱油的均匀程度，借用地层非均质评价中[10-11]的变异系数VK、突进系数TK和极差TR对渗流场中的含油饱和度进行评价，从而对驱替的均匀程度进行评价。

(1)

(2)

(3)

由表1分析可知，无论井网是否变化，从含水率95%生产到含水98%，水驱过程中突进系数和极差均减小，反映地层中原有驱替效果差的部位受到了注入水的波及，剩余油饱和度均有不同程度的降低。在井网不变(行列井网)和全井排旋转90°后，变异系数增大，反映水驱非均匀程度增强，水驱均匀程度明显变差。然而转九点法井网和五点法井网后，变异系数明显变小，反映水驱更加均匀，相对而言，转九点法效果更佳，能有效提高原油产量,经济效益得到提高。

表1 不同井网含水95%，98%时水驱非均质参数对比

5 结论

物理模拟结果表明：对于特高含水后期的整装油藏，由于需要调整增大驱替的主要为原井网的弱驱部位，因此在同一井组，相同井距和采液速度条件下，九点井网是特高含水后期井网调整的最佳选择。

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Study on flow field conversion in extra-high water-cut stage based on large-scale physical model

Tang Liandong, Chen Xiaofan, Le Ping, Feng Yan, Li Zhuang

(TheStateKeyLaboratoryofOilandGasReservoirGeologyandExploitationEngineering,SouthwestPetroleumUniversity,Chendu610500,China)

In the long term water injection development of integrated reservoir, the forced injection-production induced dominant flow field gradually formed between oil and water wells，that is the main streamline of water displacing oil. In the extra-high water-cut stage, the washing level is high in the direction of main streamline, and the remaining oil saturation is low. Therefore, in the later stage of development, the original fixed dominant flow field is only broken, the injected water enters into the vulnerable area to effectively drive crude oil and improve the recovery rate of crude oil. Based on large-scale physical model, it was carried out study on the water flow field conversion in the extra-high water-cut stage, the distribution of remaining oil, and the oil displacement efficiency. Results showed that under the conditions of the same well group, spacing, and liquid production rate, the nine point pattern is the best choice for the well pattern adjustment in the extra-high water-cut stage.

dominant flow field; extra-high water-cut stage; mining degree; nine point pattern

TE341

A

10.16181/j.cnki.fzyqc.2017.03.010

2017-02-27；改回日期：2017-05-10。

汤连东(1992—)，硕士在读，主要研究油气藏工程及渗流力学。E-mail:1961212289@qq.com。

国家自然科学基金青年科学基金项目“考虑启动条件和井筒压降的底水油藏分支水平井水脊耦合模型”(51404201)；国家十三五重大专项“多层砂岩油藏多井网条件下干扰机理研究”(2016ZX0501002-002)。

(编辑 谢 葵)