文昌油田驅油效率綜合研究及應用

鄧 玄，張喬良，楊 山，張 鵬

（中海石油（中國）有限公司湛江分公司，廣東湛江 524057）

文昌油田驅油效率綜合研究及應用

鄧 玄，張喬良，楊 山，張 鵬

（中海石油（中國）有限公司湛江分公司，廣東湛江 524057）

目前，文昌A油田主力油組采出程度遠大于探井短巖心驅油效率，原采用短巖心確定的驅油效率與實際生產情況不相符。為重新認識驅油效率，開展了密閉取心長短巖心水驅油實驗。研究表明，長巖心水驅油效率可達84%左右，與剩余油飽和度測井最高水驅程度、密閉取心最高水驅程度及動態相滲驅油效率接近，遠高于短巖心驅油效率53%，與實際生產情況更為匹配。建議今后多開展長巖心水驅油實驗以獲取更為準確的驅油效率，對于未進行長巖心水驅油實驗的油藏，可采用動態法計算相滲曲線及驅油效率進行近似表征。

文昌油田；密閉取心；驅油效率；水驅程度；長巖心驅替

1 研究背景

文昌A油田主力油組屬于潮道、砂坪沉積的海相天然水驅砂巖油藏，物性好、產能高，為高孔、高滲儲層，平均孔隙度為28.5%，平均滲透率為427×10–3μm2，且砂體分布廣泛，水體能量充足，采用天然能量開發，以邊水驅動為主。油田于2002年投產，經過11年天然水驅開發，目前采出程度已達58.2%，綜合含水為87%，日產油仍高達680 m3。

通過剩余油飽和度測井、密閉取心及數值模擬綜合分析認為，油藏仍存在較多的剩余油。采用水驅曲線法、數值模擬法預測的最終采收率可達70%左右，而原始探井短巖心驅油效率僅為53%，遠低于預測采收率，與實際生產矛盾突出，驅油效率認識不清嚴重制約了油田高含水期剩余油精細挖潛。

2 驅油效率研究與新認識

2.1 長巖心驅油效率遠高于短巖心，更加合理

傳統的驅油效率通常是利用探井短巖心（2.5 cm×5 cm）采用恒壓法進行水驅油相滲實驗獲取的。首先對巖心洗油、抽提烘干，模擬飽和地層水油驅水成藏過程，得到束縛水飽和度，然后進行水驅油實驗，模擬開發過程，得到殘余油飽和度，進而計算出驅油效率與油水相滲曲線。一般情況下，實驗室驅替過水倍數約10～20倍即得到殘余油，而礦場實際水驅倍數遠高于實驗室過水倍數。隨著認識的不斷深入，研究人員發現，隨著過水倍數增大，水驅強度及水洗力度也隨之增大，巖心驅油效率會明顯提高[1–3]。此外，由于水驅油過程中端面存在一定回壓，短巖心長度過短，且基本不存在非均質性，水驅油實驗易造成水過早突破，水淹速度快，難以建立起有效驅替。受雙重因素影響，短巖心驅油效率明顯偏低，難以滿足開發后期精細化研究需求。

油田經多年水驅開發，儲層的孔喉結構、物性、潤濕性等均已發生變化[4–7]。鑒于前期探井短巖心驅油效率與實際生產矛盾突出，為系統認識目前水驅程度、剩余油分布、驅油效率，為剩余油精細研究提供依據，2011年對文昌A油田主力油組A*井開展了長巖心、短巖心驅替實驗。實驗巖心為密閉取心，心長為25.6 m，收獲率和密閉率均達到100%。

對于長巖心驅替，如果要采用1 m左右的天然巖心做驅替實驗，從取心技術來講是不可行的，目前國內外普遍采用常規短巖心按一定的排列方式拼成長巖心。為了消除巖石的末端效應，每塊短巖心之間用濾紙連接。經加拿大Hycal公司Tomas等人論證，當巖心足夠長時（1 m左右），通過在每塊小巖心之間加濾紙的方法，可將末端效應降低到一定程度。每塊巖心的排列順序按下列調和平均方式排列，由式（1）調和平均法算出Kˉ值，然后將Kˉ值與所有巖心的滲透率進行對比，取滲透率與Kˉ最接近的那塊巖心放在出口站第一位，再由剩余巖心求出Kˉ，依次類推便可得出巖心排列順序。

式中： L為巖心的總長度，cm；Kˉ為巖心的調和平均滲透率，μm2；Li為第i塊巖心的長度，cm；Ki為第i塊巖心的滲透率，μm2。

按此方法，利用A*井所取短巖心組成84.86 cm的長巖心，長巖心調和平均滲透率為390.5×10–3μm2（見表1），并利用地層流體樣品配制成溶解氣油比為11 m3/m3的活油。在地層溫度78.7 ℃和地層壓力12.99 MPa條件下開展單管長巖心、短巖心水驅油實驗，以更加準確地評價水驅油效率。

表1 單管長巖心排序

實驗結果顯示，單管長巖心水驅油效率為81%，而另外 9 塊滲透率為 580×10–3μm2～2 480×10–3μm2的短巖心水驅油效率僅為 44%～51%，平均為47.5%，遠低于長巖心驅油效率。通過對比長、短巖心水驅采出曲線可以看出（圖1），長巖心無水采出程度約為47.3%，短巖心無水采出程度約為37%，比長巖心無水采出程度低10.3%。注入水突破后，短巖心難以建立起有效驅替，含水上升速度遠高于長巖心。短巖心油水同采期采出程度貢獻僅為 9.5%，而長巖心見水后油水同采階段時間更長，相同采出程度下含水率明顯低于短巖心，油水同采期采出程度貢獻達到了33.7%。

與短巖心相比，長巖心見水后能建立起有效驅替，水洗能力更強，水驅油效率遠大于短巖心。從實際生產來看，絕大部分油量均是油水同采期產出，可見長巖心水驅更加符合實際生產規律。結合動態認識，油藏目前實際采出程度已達58.2%，認為長巖心驅油效率更為合理。

2.2 多手段結合驗證長巖心水驅油效率合理性

驅油效率對數值模擬剩余油研究影響非常大，為進一步落實長巖心驅油效率合理性，本文采取了密閉取心飽和度測試、剩余油飽和度測井、分形維動態相滲曲線3種方法綜合印證驅油效率的合理性。

圖1 長巖心和短巖心水驅采出曲線對比

（1）密閉取心飽和度測試。結合 A*井密閉取心資料，在室內對密閉心進行了飽和度測試，并對測試值進行了準確校正。首先，利用灰色關聯分析方法對密閉取心飽和度測試流體損失的主因進行分析，同時采用蒸餾法、庫侖法及測井分析方法綜合評價剩余油飽和度分布規律。校正后的平均含油飽和度為37.9%，與測井解釋的平均含油飽和度36.2%比較接近。

從密閉取心解釋成果曲線來看，油層縱向上均已水淹，但高部位水淹程度比低部位輕，從上到下含油飽和度依次降低。此外，由于受到非均質性影響，油層底部物性較差的泥巖間薄細砂巖水洗程度低，動用相對較差。根據水驅程度計算公式，折算出目前油層縱向上水驅程度為 37.5%～83.3%。其中，油層底部1 367～1 372 m水淹最為嚴重，目前含水飽和度達90%左右，而原始束縛水飽和度約為40%，計算水驅程度高達83.3%，巖心明顯呈白色，說明天然水驅比較徹底。基于密閉取心飽和度測試資料，說明真實的驅油效率大于等于 83.3%，與長巖心水驅油效率接近，遠遠大于短巖心效率。

（2）剩余油飽和度測井。剩余油飽和度測井技術能夠直觀地獲取目前油層縱向上水淹程度，結合原始測井解釋含油飽和度，可以計算出當前的水驅程度。歷年來，對本油組進行了多井次剩余油測井取資料作業，從解釋結果來看，剩余油分布規律與密閉取心具有較好的一致性，均是縱向上整體水淹，但底部水淹程度比油層頂部更為嚴重。

采用本油組4井次剩余油測井資料，計算出各井油層當前最大水驅程度為 72.9%～82.7%，其中，位于油層邊部的A10井水淹最為嚴重。從解釋結果來看，該井底部1 598 m～1 605 m處油層段平均含水飽和度為 89.2%，測井解釋原始含水飽和度為37.5%，計算水驅程度達82.7%；從剩余油測井解釋資料分析來看，當前水驅程度也是遠遠大于短巖心驅油效率，與長巖心驅油效率接近，進一步說明長巖心驅油效率較為合理。

（3）動態相滲曲線。該方法利用油井的實際生產數據，結合分形維理論計算出油水動態相滲曲線，綜合反映地下復雜滲流，進而得到驅油效率。

在求解油水相對滲透率曲線時，先解出分形維，再分別計算油水的相對滲透率。本文結合文昌A油田主力油組實際生產數據，利用長巖心水驅油束縛水飽和度進行端點標定，然后應用分形維理論計算出油水動態相滲曲線（圖2），折算驅油效率為80.5%。與長巖心水驅油效率及相滲曲線形態均比較接近，同樣遠大于短巖心水驅油效率，更加符合實際生產情況。采用分形維計算的動態相滲曲線，計算出理論的含水上升曲線與實際含水上升曲線趨勢比較接近，說明分形維動態相滲曲線可以較好地表征油井含水上升規律（圖2）。

圖2 文昌A油田主力油組分形維動態相滲曲線及含水曲線對比

3 成果應用

3.1 推廣應用情況

鑒于文昌A油田密閉取心在老油田剩余油挖潛及驅油效率研究中取得了新認識，在文昌B、文昌C油田開展了密閉取心，開展長、短巖心水驅油實驗，重新落實驅油效率。從生產情況及實驗結果看，各油田均具有一致的規律，即原始探井短巖心驅油效率偏低，與實際生產相矛盾；長巖心驅油效率遠高于短巖心，與實際采出程度更匹配（表2）。

文昌B油田主力油組當前采出程度為63.7%，綜合含水為89%，但原始探井短巖心驅油效率僅為57%，長巖心驅油效率達 83%左右，而剩余油測井最大水驅程度已達77%，密閉取心最大水驅程度已達81.2%，均與長巖心水驅油效率接近，更加符合實際生產。

文昌C油田主力油組當前采出程度為41.6%，綜合含水為 88.5%，原始探井短巖心驅油效率僅為51%，目前正在開展長巖心水驅油實驗，而剩余油測井最大水驅程度已達69%，密閉取心最大水驅程度已達73%，均遠高于短巖心水驅油效率。

表2 文昌A、B、C油田驅油效率統計

3.2 應用效果

采用長巖心水驅油效率對文昌A、B、C油田重新進行了歷史擬合及剩余油研究。以文昌A、C油田為例，驅油效率提高后，剩余油更為富集，調整潛力更大，標定采收率比先前提高 5%～7%，可采儲量增加（51～58）×104m3。

4 結論

（1）通過文昌A、B、C三個油田實際生產情況及密閉取心水驅油實驗綜合研究認為，短巖心水驅油實驗見水后水淹速度遠快于長巖心，難以建立起有效驅替，短巖心驅油效率（51%～57%）明顯偏低，遠低于實際采出程度與預測采收率，與實際生產矛盾突出。

（2）長巖心水驅油效率可達81%～87%，與分形維動態相滲驅油效率、剩余油飽和度測井最高水驅程度、密閉取心最高水驅程度接近，均遠高于短巖心驅油效率，更加符合實際生產情況。采用長巖心驅油效率進行數模研究，油藏剩余油更為富集，調整潛力更大。

（3）建議今后多開展長巖心水驅油實驗以獲取更為準確的驅油效率，對于未進行長巖心水驅油實驗的油藏，可采用動態法計算相滲曲線及驅油效率進行近似表征。

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TE341

A

1673–8217（2017）06–0091–04

2017–05–12

鄧玄，工程師，碩士，1984年生， 2009年畢業于西南石油大學油氣田開發專業，現從事油氣田開發相關研究工作。

王金旗