王高峰，张志升，杨承伟，陈振波，王敬瑶，张金良

（1．提高石油采收率国家重点实验室（中国石油勘探开发研究院），北京 100083；2．延长油田股份有限公司，陕西安塞 717400；3．中国石油长庆油田公司，陕西西安 710018）

提高石油采收率技术根据驱替介质类型的不同，可分为化学驱、气驱和改质水驱三类；根据驱替机理的不同，可分为驱油效率提高型、波及体积扩大型和混合型三类。其中，驱油效率提高型采油技术包括二氧化碳驱、表面活性剂驱、改质水驱等；波及体积扩大型采油技术包括聚合物驱、高渗油藏顶部注气等；混合型采油技术包括三元复合驱、聚-表二元驱、泡沫复合驱等[1-2]。

改质水包括低矿化度水、离子匹配水、活化水、超级水、设计水及智能水等[3]。改质水驱通过调整注入水中离子、分子及矿化度等水质参数，改变注入水物理化学性质，从而改善岩石润湿性、岩石对原油的吸附性等一系列岩石-盐水-原油间的相互作用，实现提高驱油效率和采收率的目的[4-6]。与常规水驱相比，改质水驱技术内涵更为丰富；与化学复合驱等三次采油方法相比，改质水驱具有低成本优势。作为一种“2.5次”采油技术，改质水驱是国际大石油公司近年来提高采收率技术攻关的热点[7-13]。英国石油公司恩迪科特油田改质水驱先导试验预计提高采收率7%以上[11-13]，并联合康菲、雪佛龙和壳牌公司在北海Clair Ridge油田启动了第一个海上低矿化度水驱项目，预计增油500×104t；科威特AAR Energy石油公司在Greater Burgan油田实施低矿化度水驱试验的桶油成本仅增加10美元[14-17]；沙特阿美石油公司在Kindom碳酸盐岩油藏进行的现场试验显示，低矿化度水驱比常规水驱提高采收率7%～10%。鉴于国际上改质水驱良好的技术效果及较强的抗风险能力，目前，特别是在低油价时期，我国有必要加快研发改质水驱技术，以进一步提高符合条件油藏的水驱采收率，实现经济高效开发。

目前改质水驱研究主要为室内实验，针对性的数值模拟技术尚不完善[2]。本文根据油藏工程基本原理，结合改质水驱提高采收率的主要机理和油田开发的实际经验，开展改质水驱生产指标预测理论方法研究，获得改质水驱产油量和含水率的变化规律，为提高改质水驱开发方案质量和评价其生产效果提供一种简明实用的油藏工程新方法。

1 理论依据

1.1 改质水驱采收率计算方法

将转驱时的油藏视为新油藏。假设基于新油藏地质储量（转驱时剩余地质储量）的常规水驱和改质水驱的采收率分别为ERcwn和ERTwn，基于转驱时剩余油饱和度的常规水驱和改质水驱的驱油效率分别为EDcwn和EDTwn。根据“水驱波及系数为水驱采收率与水驱油效率之比”的油藏工程基本原理可得到常规水驱波及体积系数EVcw为：

将改质水驱波及体积修正因子定义为改质水驱波及体积系数EVTw与常规水驱波及体积系数之比：

式中：η为改质水驱波及体积修正因子。

新油藏的改质水驱采收率等于新油藏的改质水驱油效率与改质水驱波及体积系数之积：

转改质水驱后可采出的油量为一定值。显然，基于转驱时剩余储量改质水驱采收率和基于原始地质储量的改质水驱采收率ERTw之间存在关系：

式中：Soi和So分别为原始与转驱时的平均含油饱和度，%。

联立式（1）和式（4），整理得基于原始地质储量的改质水驱采收率计算式为：

不论对于常规水驱还是改质水驱，转驱后可采出的油量均为定值，则基于转驱时含油饱和度的常规水和改质水的驱油效率可分别写作：

根据原始含油饱和度的改质水驱油效率和常规水驱油效率的定义可得：

式中：EDTw和EDcw分别为转驱时改质水和常规水的驱油效率（基于原始含油饱和度），%。

联立式（6）和式（9），并整理得：

将式（10）带入式（5）可得：

1.2 改质水驱产量预测方法

现将油藏剖分为一系列网格，将转驱后的开发周期划分为一系列时间步长；在时间步长内注入水能够完全波及网格，则该时间步长内油藏整体采出程度增量近似等于相应网格的采收率。由于式（11）对于油藏整体以及任意网格的采收率计算都适用，则该式可用于研究油藏整体采出程度的变化情况。基于原始地质储量的改质水驱采出程度为：

式中：ti为转驱后的时间步长，a；RTw为基于原始地质储量的改质水驱采出程度，%；RvTw为基于原始地质储量的改质水驱采油速度，%；Gi为油藏剖分的系列网格。

若常规水持续注入，基于剩余地质储量的常规水驱采出程度为：

式中：Rcwn为基于转驱时剩余地质储量的常规水驱采出程度，%；Rvcwn为基于转驱时剩余地质储量的常规水驱采油速度，%。

联立式（11）和式（13），并整理得：

根据前述采油速度的涵义，式（14）两端同乘以原始地质储量 VpSoi后可得：

式中：Vp为油藏孔隙体积，m3；QoTw为ti时间内改质水驱产量水平，m3/d；Qocw为同期的常规水驱产量水平（假设不注改质水而继续注入常规水时油藏的整体产量，可根据常规水驱递减规律进行预测），m3/d。

改质水驱增产倍数可定义为改质水驱产量与“同期的常规水驱产量”之比：

式中：FTw为改质水驱增产倍数。

上式对时间求导数可以得到改质水驱产量绝对递减率为：

式（16）和式（17）显示了改质水驱产量和常规水驱产量之间的一一对应关系：改质水驱产量与同期的常规水驱产量之比恒等于改质水驱增产倍数。联合常规水驱递减规律和改质水驱增产倍数可在理论上把握改质水驱产量，由于常规水驱产量是长期摸索确定的合理值[18-20]，改质水驱增产倍数为固定值，则改质水驱产量可被唯一确定。

根据产量（相对）递减率定义可得：

式中：DoTw为改质水驱产量年递减率，%；Docw为常规水驱产量年递减率，%。

联立式（16）和式（19），整理可得：

上式表明，改质水驱产量递减率和常规水驱产量递减率是相等的。

1.3 改质水驱含水率预测方法

研究表明，矿化度对于水相黏度影响很小，一般不超过 10%[16-17]，对于波及系数的改变可以忽略不计，故改质水驱对波及体积和注采压力系统的影响均比较微弱。据此，改质水驱产液量近似等于常规水驱产液量：

式中：QLTw为改质水驱油藏或油井产液量，t/d；QLcw为常规水驱油藏或油井产液量，t/d。

根据含水率的定义可得：

式中：fwTw为改质水驱含水率，%；fwcw为常规水驱含水率，%。

联立式（16）、（21）、（22）和（23）得：

将式（24）代入式（25）整理得：

由于改质水驱增产倍数恒大于1.0，根据式（26）可知，fwTw恒小于fwcw。

1.4 改质水驱增产倍数工程计算方法

对于砂岩油藏，改质水驱提高原油采收率的主要机制是通过改变储层润湿性、调节pH值和降低岩石-流体界面张力等来提高驱油效率，从而达到提高采收率的目的，而非通过扩大波及体积来提高采收率。由于改质水驱和常规水驱的残余油饱和度均可视为定值，则转驱时的驱油效率、初始（油藏未动用时）驱油效率和转驱时的常规水驱采出程度三者之间存在固定关系。由前述可知，改质水和常规水的黏度接近，改质水对流度比的改变不大，故改质水驱波及体积修正因子η可近似取值1.0。由此，将式（8）、（9）带入式（16）可得：

波及区采出程度高于油层整体采出程度。关于波及区大小主要存在两种观点：一种认为波及系数等于采收率与驱油效率之比，实际波及系数严格等于理论波及系数；另一种认为实际波及系数大于理论波及系数，实际水驱波及系数接近1.0。第二种观点来自于对油藏实际加密效果的分析，即具有初始产状的加密井比例极低，很难准确预测和钻遇，故波及区域几乎遍及整个油层，该观点更加贴近实际。因此，可将实际波及系数表示为理论波及系数与剩余波及系数的加权之和：

式中：EV0为理论波及系数，%；ω为权值，0＜ω＜1.0。

权值反映了理论波及区域之外的储量动用程度，受控于油田开发时间、油藏非均质性以及井网砂体匹配程度等因素，注水时间越长，注采调整累积作用越大，权值越大；权值还反映了剩余油分布的均匀程度，剩余油分布越均匀，权值越大。对于高采出程度成熟油藏，剩余油呈现“高度分散，相对富集”的格局[21-22]，可认为剩余油分布总体上是均匀的，推荐ω=1.0。

实际波及区采出程度与油藏整体采出程度的关系可根据物质平衡得：

式中：Re0为转驱时基于原始地质储量的油层整体采出程度，%。

理论波及系数等于基于原始地质储量的常规水驱采收率与初始水驱油效率之比：

式中：ERcw为转驱时基于原始地质储量的常规水驱采收率，%。

联立式（28）和式（30），整理后得：

将式（31）代入式（27）可得：

式（32）即为改质水驱增产倍数计算式。将该式右端分子和分母同除以初始水驱油效率得到改质水驱增产倍数严格计算方法：

式中：R1为改质水和常规水的初始驱油效率之比，%；R2为广义可采储量采出程度，%。

根据式（33）可知，改质水驱增产倍数由R1和R2确定，可绘制相应的改质水驱增产倍数图版（图1）。由图可见，随着采出程度增加，改质水驱增产倍数呈快速增长趋势。我国中低渗透油藏的R2一般小于0.6（权值ω取1.0），R1取值为1.1～1.3，故改质水驱见效后的油藏整体产量一般不会超过转驱前常规水驱产量的1.75倍。

图1 改质水驱增产倍数实用查询图版

2 矿场试验

YS油藏位于吉林油田，储层平均渗透率为20×10-3μm2，拟实施改质水驱开发。通过岩心驱替实验测得改质水的初始驱油效率为 65.0%，常规水的初始驱油效率为 50.0%；该油藏目前水驱采出程度为11.63%，采油速度为 0.99%，常规水驱采收率为20.0%。应用本文方法预测改质水驱产量和综合含水率包括三个步骤：①首先根据递减规律或同类型油藏水驱开发经验得到常规水驱产量变化情况；②将常规水和改质水的初始驱油效率以及目前水驱采出程度代入式（32）求出改质水驱增产倍数为 1.391（权值ω=1.0）；③最后根据式（16）将步骤①中得到的常规水驱产量乘以改质水驱增产倍数即得改质水驱产量。类似地，在获得改质水驱增产倍数后，代入式（26）即可得到改质水驱综合含水降低值，进而代入式（25）可得改质水驱综合含水的变化情况（图2）。改质水驱见效后采油速度将高于常规水驱采油速度，本文方法预测该油藏实施改质水驱见效后的采油速度能达到 1.23%，改质水驱提高采收率幅度约3.0%。

图2 YS油藏改质水驱综合含水变化曲线

3 结论

（1）国外改质水驱技术已经取得了良好的技术经济效果。在低油价时期，发展改质水驱对于我国适合条件的中低渗油藏提高采收率，实现经济高效开发具有一定的现实意义。

（2）本文提出的改质水驱增产倍数概念为从理论上把握改质水驱产量和含水率等主要生产指标提供了油藏工程依据，为改质水驱开发方案编制和效果评价提供了新途径。

（3）改质水驱产量水平取决于改质水驱增产倍数和转驱时的常规水驱产量水平，以及常规水驱产量递减特征。加大研发具有更高驱油效率的改质水驱油体系是提高改质水驱增油降水效果的内在要求。

致谢：在成文过程中，得到了中国石油勘探开发研究院刘庆杰教授的大力帮助，笔者在此表示感谢。