方 越，李洪生，于春生，樊社民，侯雪樱

（1．中国石化河南油田分公司勘探开发研究院，河南郑州 450000；2．中国石化石油工程技术研究院，北京 100101）

目前，我国陆上已开发油田大多数都已进入高含水甚至特高含水后期[1-8]，比如双河油田，经过近40年的开发，采出程度已达 43.39%，综合含水达96.99%，注水开发后，仍有相当一部分剩余可采储量需在特高含水阶段采出。如何改善特高含水期开发效果，提高驱油效率，对老油田的稳产具有重要的意义。胜利油田室内试验研究表明，增大注入倍数、提高驱替压力梯度，驱油效率可达 70%～80%；大庆油田在注入倍数为26 331 PV时得到的驱油效率近100%[9]。在实际油藏中，受储层非均质性及长期注水冲刷影响，注入水在平面和纵向上沿着高渗透段发生突进和舌进现象，使水油比急剧上升、油水两相渗流特征发生改变，在主流线及近水井区域，注入倍数可以达到成百上千倍，而传统的相渗实验结束条件一般是注水倍数为30～50 PV，对应驱油效率为50%～60%[10-12]。因此本文开展了高注入倍数油水两相渗流实验，明确特高含水期油藏渗流特征，同时明确水驱油效率的影响因素，为改善特高含水期开发效果提供依据。

1 室内实验

1.1 实验材料

1.1.1 实验用油

实验用油是煤油和双河油田的原油按一定比例配制而成的模拟油，在实验温度 50 ℃的条件下黏度为7.63 mPa·s，实验前抽空过滤。

1.1.2 实验用水

实验所用的模拟水是根据双河油田实际地层水，矿化度（表 1）用蒸馏水人工配制的，使用前经过滤除去杂质，模拟水黏度为0.91 mPa·s。

1.1.3 实验岩心

表1 双河油田地层水性质及成分

实验所用岩心为双河油田取心井天然岩心及人造岩心，优选了4块天然岩心和5块人造岩心，具体物性见表2。选取渗透率为271×10-3μm2的天然岩心进行高注入倍数油水渗流实验；对4块天然岩心分析不同渗透率对水驱油效率的影响；对5块物性条件相似的人造岩心研究不同注入速度对水驱油效率的影响。

表2 实验所用天然岩心物性参数

1.2 实验仪器

实验流程及设备见图 1，实验所用设备和计量器具及其技术指标如下：①岩心夹持器；②驱替泵：流量精度1.0%；③压力传感器：精度0.5%；④油水分离器：20 mL，分度0.05 mL；⑤天平：精度0.001 g；⑥秒表：分度0.01 s。

1.3 实验方法

1.3.1 油水渗流特征实验

选用渗透率为271×10-3μm2的天然岩心，采用非稳态法测定油-水相对渗透率[10]。首先用油驱水建立束缚水饱和度，测定束缚水状态下油相相对渗透率；随后进行水驱油实验，准确记录时间、累计产油量、累计产液量、岩样两端的驱替压差等数据，注水驱替至200 PV，测定残余油下的水相渗透率，研究高注入倍数下油水两相渗流特征。

1.3.2 水驱油实验

保持注入速度2.0 mL/min，对渗透率分别为119×10-3μm2、271×10-3μm2、659×10-3μm2、974×10-3μm2的天然岩心进行水驱油实验，分析不同渗透率、不同注入倍数下的驱油效率。

选取渗透率为650×10-3μm2的人造岩样，开展注入速度分别为 1.5 mL/min、2.0 mL/min、2.5 mL/min、3.0 mL/min、3.5 mL/min时的水驱油实验，分析不同注入速度、不同注入倍数下的驱油效率。

图1 非稳态法测定油-水相对渗透率实验流程

2 实验结果与分析

2.1 高注入倍数油水渗流结果

2.1.1 油水渗流结果分析

根据油水相对渗透率实验结果分析（图2），可以看出，随着含水饱和度的增加，油相相对渗透率缓慢降低，水相相对渗透率急剧增加，并且水相增加的幅度远大于油相降低的幅度。注入倍数由30 PV增加至200 PV，含水饱和度由0.66增加至0.75，油相相对渗透率由 0.01下降到 0.001，水相相对渗透率由0.185上升至0.659，水油相对渗透率比值从18.5增至659，水的流动能力急剧增加。

图2 天然岩心2号岩样油水相对渗透率

2.1.2 残余油饱和度分析

随着注入倍数的增加，残余油饱和度不断降低，水驱油效率具有增加的趋势。天然岩心 2号岩样（271×10-3μm2）水驱油实验数据统计表明，注入倍数由30 PV增加至200 PV，残余油饱和度由0.34降到0.25，下降9%，驱油效率由51%提高到59.1%，增加8.1%（图3）。

图3 天然岩心2号岩样不同注入倍数下的驱油效率

2.1.3 水驱特征曲线分析

根据室内水驱油实验结果，得到高注入倍数（200 PV）下2号天然岩心甲型水驱特征曲线（图4）。可以看出，含水率达99%后，甲型水驱特征曲线开始上翘，“拐点”之前注入倍数为17.93 PV，消耗的水量占9%，累计时间2 209.5 s，占9%，驱油效率50.0%；“拐点”之后至实验结束又注入了181.68 PV的水量，消耗水量占91%，累计时间22 544 s，占91%，驱油效率提高9.1%。由此可见，甲型水驱特征曲线上翘后，耗水量急剧增加，但驱油效率提高缓慢，开发效果逐渐变差。

2.1.4 渗流实验结果分析

高注入倍数下相渗实验结果表明，增加注入倍数可以提高驱油效率，但在高注入倍数下水相渗流能力急剧增加，尤其在甲型水驱特征曲线出现上翘的“拐点”后，采出相同的油量需要消耗更多的注入水量。因此对于特高含水后期油藏，在水驱特征曲线出现“拐点”之前，加大调整挖潜力度、有效延缓“拐点”出现时机是经济有效提高水驱采收率的关键。

图4 天然岩心2号岩样甲型水驱特征

2.2 水驱油效率影响因素分析

受地质因素与开发因素的影响，水驱油效率与储层孔隙结构、物性条件等有关，也与注入倍数、注入速度等开发因素有关。

2.2.1 渗透率的影响

通过室内天然岩心驱替实验，研究相同注入速度下不同渗透率岩心的驱油效率。从图5中可以看出，渗透率为 119×10-3μm2的岩心驱油效率为56.9%，渗透率为97×10-3μm2的岩心驱油效率为65.7%。结果表明，渗透率越大，水驱油效率越高；在相同渗透率条件下，注入倍数越大，水驱油效率越高。

图5 不同渗透率下的驱油效率

2.2.2 注入速度的影响

为了验证不同注入速度对驱油效率的影响，选取物性条件基本相似的5块人造岩心，开展不同注入速度下的水驱油实验。从图6中可以看出，注入速度为1.5 mL/min时的驱油效率为62.6%，注入速度为3.5 mL/min时驱油效率为70.2%。结果表明，随着注入速度的不断增大，水驱油效率也逐渐增加。

2.2.3 注入倍数的影响

在较高的注入倍数下，残余油饱和度有所降低，从而对水驱油效率产生影响。随注入倍数的增大，水驱油效率不断增加，但增加的幅度逐渐降低（图5、图 6）。

图6 不同注入速度下的驱油效率

2.2.4 水驱油实验结果分析

水驱油实验结果表明，提高注入速度、增大注入倍数均能提高驱油效率。在矿场应用过程中，如果对特高含水后期油藏整体增大注入速度或注入倍数，就要向地下注入大量的水，这不仅会增加生产运行成本，而且当注入倍数提高到一定程度后，继续增大注入倍数驱油效率提高幅度有限，油藏开发效益将会变差。因此，矿场实施前需要对油藏注入状况进行差异化分析，针对注入倍数、驱替程度较低的部位或井组采取措施提高注入倍数，改善开发效果的同时也能达到较好的经济效益。

3 结论

（1）高注入倍数（200 PV）下油水两相表现出新的渗流特征，油相渗透率缓慢下降，水相渗透率大幅提高，水相渗流能力急剧增加，残余油饱和度有所降低。

（2）特高含水期，甲型水驱特征曲线出现上翘的“拐点”，“拐点”之后，耗水量急剧增加，有效延缓“拐点”出现时机是经济有效提高水驱采收率的关键。

（3）水驱油效率受储层物性、注入倍数、注入速度等因素影响。渗透率越大驱油效率越高；注入速度增加，驱油效率也增加；提高注入倍数、注入速度均可以提高驱油效率。