高倍数水驱开发效果评价研究
2021-01-20王成胜田津杰敖文君付云川吴雅丽
王成胜，田津杰，阚 亮，侯 岳，敖文君，付云川，陈 斌，吴雅丽
（中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452）
随着油田开发的进行，天然能量衰竭后，常采用人工注水的方式进行补充能量开发[1-4]。很多油田都经过几年或几十年的注水开发，进入了高含水或超高含水期。油田长期注水开发后，储层物性参数会发生变化，目前关于这方面的研究成果有很多[5-7]。本文主要选取贝雷岩心，研究高倍数水驱前后相对渗透率的变化和驱油效率，并利用低场核磁共振仪研究实验各阶段岩心流体T2谱的变化和矢状面、横断面切片成像变化，综合研究高倍数水驱开发效果。
1 实验
1.1 实验条件
（1）岩心尺寸：Φ2.5 cm×10 cm；
（2）岩心渗透率：2 000×10-3μm2；
（3）实验用水：室内配制的模拟水；
（4）实验用油：室内配制的模拟油，70 ℃条件下黏度为15.3 mPa·s；
（5）实验温度：70 ℃；
（6）实验速度：1.0 mL/min。
1.2 实验方案
实验方案（见表1）。
表1 实验方案Tab.1 Experimental scheme
2 结果与讨论
2.1 驱油效率和相渗曲线变化
高倍数水驱驱油效率和相渗曲线测试实验结果（见表2、图1、图2）。
由表2、图1、图2 可知，岩心在进行高倍数水驱后，束缚水饱和度由20.5 %降低至11.5 %；两相共渗区由55.2 %增加至62.9 %；残余油条件下水相相对渗透率由67.17 %降低至36.96 %。注水至200 PV 时，驱油效率为51.69 %；当继续驱替至1 000 PV 时，驱油效率达到70.97 %。通过上述分析可知，高倍数水驱之后会使驱油效率增加。
表2 高倍数水驱驱油效率实验结果Tab.2 Experimental results of high multiple water flooding efficiency
图1 岩心高倍数水驱前后相对渗透率曲线Fig.1 Relative permeability curve of core before and after high multiple water flooding
图2 岩心高倍数水驱驱油效率曲线Fig.2 High multiple water flooding efficiency curve of core
2.2 低场核磁共振测试
在石油科学领域会采用低场核磁共振仪对岩心或流体进行物性分析，利用流体的弛豫机制进行弛豫时间测试，常用横向弛豫时间T2来进行定量表征。根据物体不同位置施加磁场强度的不同，又利用层位选择编码、相位编码、频率编码，进而通过线性组合等技术手段实现定位功能，从而实现截面断层成像，根据切片不同，又分为横断面图像、矢状面图像、冠状面图像。
低场核磁共振实验结果（见表3、图3～图5）。其中，成像分析中，分别在矢状面切片5 片，横断面切片7 片。由表3 和图3 可知，岩心从饱和水到饱和油，由水峰最高变为油峰最高，这时岩心内部由单一水相变为油水两相。随着实验的进行，油峰逐渐下降，水峰逐渐上升，这是因为油逐渐被开采出来，油的信号量相应逐渐减少。从注入200 PV 到1 000 PV 这个阶段，油峰仍有一定幅度的下降，含油饱和度由注入200 PV 时的36.25 %降为29.98 %。
由图4 可知，岩心矢状面方向上油水分布相对均匀，这是由于一维柱状岩心是均质状态，整体流线方向上推进比较均匀，未发生明显的指进现象。
表3 低场核磁共振测试实验结果Tab.3 Experimental results of low field NMR measurement
图3 T2 谱测试结果Fig.3 T2 spectrum test results
图4 实验各阶段矢状面切片图像Fig.4 Sagittal slice images in each stage of experiment
图5 实验各阶段横断面切片图像Fig.5 Cross section image of each stage of experiment
由图5 可知，图片从左至右代表了岩心的注水方向，饱和油之后，岩心各部位呈现良好的油分布，当注入0.5 PV 左右时，岩心前1/2 部位已经明显见水，其中前1/8 已经出现了水淹现象；当注入200 PV 时，岩心横断面各切片均呈现纯水的状态，这时岩心已经进行了相对充分的水洗；当注入1 000 PV 时，从图像上虽看不出比较明显的颜色差别，但通过信号量数据反算，驱油效率由50.56 %增长到了58.94%，提高了8.38 %。这说明通过高倍数的水驱开发，岩心仍有残余油被开发出来，使得采出程度得到一定程度的提升。
3 结论
（1）岩心在进行高倍数水驱后，束缚水饱和度由20.5 %降低至11.5 %；两相共渗区由55.2 %增加至62.9 %；残余油条件下水相相对渗透率由67.17 %降低至36.96 %。注水至200 PV 时，驱油效率为51.69 %；当继续驱替至1 000 PV 时，驱油效率达到70.97 %。
（2）岩心矢状面方向上油水分布相对均匀，这是由于一维柱状岩心是均质状态，整体流线方向上推进比较均匀，未发生明显的指进现象。
（3）当注入1 000 PV 时，从图像上虽然看不出比较明显的颜色差别，但驱油效率提高了8.38 %。这说明通过高倍数的水驱开发，岩心仍有残余油被开发出来，使得采出程度得到一定程度的提升。
