長期水驅(qū)儲(chǔ)層時(shí)變規(guī)律表征及對開發(fā)動(dòng)態(tài)的影響

具有強(qiáng)非均質(zhì)性及滲流優(yōu)勢通道的長期水驅(qū)開發(fā)油藏，由于長時(shí)間、高強(qiáng)度的水驅(qū)沖刷作用，需考慮實(shí)際開發(fā)過程中存在的儲(chǔ)層物性及油水運(yùn)移特征的時(shí)變表征問題。通過長期水驅(qū)物理模擬試驗(yàn)明確了不同滲透率級(jí)別下滲透率、相滲時(shí)變規(guī)律，建立了考慮滲透率、殘余油飽和度隨驅(qū)替倍數(shù)變化的時(shí)變表征模型。通過耦合商業(yè)黑油數(shù)值模擬器，建立了考慮不同連續(xù)時(shí)變特征的數(shù)值模擬方法。研究結(jié)果表明：隨驅(qū)替倍數(shù)增加，相對高滲儲(chǔ)層滲透率呈對數(shù)增加，相對中滲儲(chǔ)層先下降后呈對數(shù)增加，相對低滲儲(chǔ)層呈對數(shù)下降。殘余油飽和度均呈對數(shù)下降，且初始滲透率越大，下降幅度越大；考慮滲透率時(shí)變，井組綜合含水體積分?jǐn)?shù)平均提高0.80%，綜合換油率平均降低8.04%，采出程度降低1.48%；考慮相滲時(shí)變，波及范圍內(nèi)殘余油飽和度最高下降至0.1，井組綜合含水體積分?jǐn)?shù)平均降低0.71%，綜合換油率平均提高7.68%，采出程度提高1.35%。A-25井組考慮綜合時(shí)變后，A-25井吸水剖面、H-26井含水體積分?jǐn)?shù)擬合精度分別提高了19.39%、8.92%。研究結(jié)果對高含水期油藏的優(yōu)勢通道識(shí)別治理及剩余油挖潛具有指導(dǎo)意義。

長期水驅(qū)；物性時(shí)變；滲透率；殘余油飽和度；換油率；含水體積分?jǐn)?shù)

TE312

A

202403023

Time-Varying Behaviors of Long-Term Waterflooding Reservoirs：

Characterization and Implications for Production Performance

Li Boying¹"Liao Xinwei¹"Gao Wanglai¹"Li Zhonghao²"Chen Zhiming¹

（1.State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting， China University of Petroleum （Beijing）; 2.Oil Production Technology Research Institute， PetroChina Dagang Oilfield Company）

For long-term waterflooding reservoirs with strong heterogeneity and dominant flow pathways， which are exposed to long-lasting and high-intensity scouring， it is necessary to consider the time-varying characterization of reservoir physical properties and oil/water migration behaviors in the actual development process. In this paper， the time-varying behaviors of （relative） permeability at different levels were clarified by physical simulation experiments on long-term waterflooding， and a time-varying characterization model considering the variation of permeability and residual oil saturation with displacement multiplier was established. By coupling the time-varying characterization model with the black oil numerical simulator， a numerical simulation method considering different continuous time-varying features was developed. It is found that with the increase of displacement multiplier， the permeability decreases logarithmically in low-permeability reservoirs， decreases and then increases logarithmically in moderate-permeability reservoirs， and decreases logarithmically in low-permeability reservoirs. The residual oil saturation decreases logarithmically in all types of reservoirs， and more greatly when the initial permeability is higher. When the permeability varies with time， the well cluster exhibits the water cut volume fraction increased by 0.80% averagely， the oil draining ratio decreased by 8.04% averagely， and the recovery efficiency decreased by 1.48%. When the relative permeability varies with time， the residual oil saturation drops to 0.1 at most within the sweep range， and the well cluster reveals the water cut volume fraction decreased by 0.71% averagely， the oil draining ratio increased by 7.68% averagely， and the recovery efficiency increased by 1.35%. When the time-varying effect is considered for the A-25 well cluster， the fitting accuracy increases by 19.39% and 8.92% for water injection profile of Well A-25 and water cut of Well H-26， respectively. The research results are of practical and theoretical significance for identification of dominant flow pathways and recovery of remaining oil in reservoirs with high water cut.

long-term waterflooding; time-varying of physical properties; permeability; residual oil saturation; oil draining ratio; water cut volume fraction

0"引"言

對于經(jīng)歷長期水驅(qū)開發(fā)的強(qiáng)非均質(zhì)性油藏，高強(qiáng)度、大PV（孔隙體積倍數(shù)）的注入水導(dǎo)致油藏滲流環(huán)境實(shí)時(shí)發(fā)生著復(fù)雜的物理化學(xué)變化，導(dǎo)致儲(chǔ)層物性及油水滲流特征發(fā)生改變，加劇了平面及層間注采矛盾^［1-4］。大量現(xiàn)場資料及室內(nèi)試驗(yàn)結(jié)果顯示，長期水驅(qū)沖刷前后，孔隙度變化幅度較小，滲透率、油水相滲特征變化顯著^［5-6］。當(dāng)前針對滲透率時(shí)變模型與模擬器耦合的研究，多數(shù)僅考慮在水驅(qū)沖刷作用下高滲主滲流區(qū)的滲透率增大^［7-9］，并未考慮中、低滲區(qū)不同的時(shí)變特征：李琳琳等^［7］通過建立滲透率與過水倍數(shù)的時(shí)變模型提高了高含水階段的含水體積分?jǐn)?shù)的擬合精度；魏峰^［8］、趙平起等^［9］通過建立滲透率與驅(qū)替通量的時(shí)變模型，對比分析了考慮儲(chǔ)層時(shí)變特征前后生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征的變化。針對相滲時(shí)變特征的研究，多數(shù)學(xué)者通過對同一巖心進(jìn)行驅(qū)替后再飽和獲取動(dòng)態(tài)相滲：姜瑞忠等^［10］建立了相滲曲線隨面通量的時(shí)變關(guān)系；文鑫等^［11］分析了2類海相砂巖水洗前后相滲曲線變化特征。兩者均通過驅(qū)替后再飽和方法考慮束縛水的動(dòng)態(tài)變化。然而，長期水驅(qū)開發(fā)近似認(rèn)為含水飽和度是連續(xù)增加的過程，再飽和過程改變了油藏的驅(qū)替過程，并不能反映真實(shí)的油水作用規(guī)律。CAO R.Y.等^［12］、何逸凡等^［13］分別通過連續(xù)驅(qū)替和再飽和方法獲得2種類型相滲曲線，并應(yīng)用至實(shí)際油藏?cái)?shù)值模擬中，證明了基于連續(xù)驅(qū)替所獲得的相滲曲線可更好地?cái)M合高含水開發(fā)動(dòng)態(tài)。因此，綜合全面地考慮不同儲(chǔ)層及流體的時(shí)變特征，對提高數(shù)值模擬精度、指導(dǎo)剩余油的深度挖潛具有重要意義。

通過對P油藏具有不同儲(chǔ)層特征的巖心進(jìn)行500 PV的連續(xù)單相水驅(qū)和水驅(qū)油試驗(yàn)，明確了不同滲透率級(jí)別巖心的滲透率、殘余油飽和度時(shí)變規(guī)律，建立了考慮不同時(shí)變特征的表征模型。通過耦合時(shí)變模型與黑油數(shù)值模擬器，建立了考慮優(yōu)勢滲流通道的時(shí)變機(jī)理模型，進(jìn)一步明確了儲(chǔ)層綜合時(shí)變機(jī)理。并將其應(yīng)用于P油藏的A-25強(qiáng)注水單元，實(shí)現(xiàn)了單井吸水剖面及含水體積分?jǐn)?shù)的精細(xì)擬合，可為高含水期剩余油的進(jìn)一步精細(xì)挖潛提供理論指導(dǎo)。

1"儲(chǔ)層物性時(shí)變表征

1.1"試驗(yàn)方案設(shè)計(jì)

常規(guī)水驅(qū)試驗(yàn)以孔隙體積的30倍作為極限水驅(qū)倍數(shù)^［14-16］。基于P油藏主力開發(fā)層位儲(chǔ)層物性特征及初步模擬計(jì)算和歷史擬合分析，確定驅(qū)替倍數(shù)范圍為0～500 PV。開展不同滲透率級(jí)別下長期單相水及水驅(qū)油（0～500 PV）試驗(yàn)規(guī)律研究。

試驗(yàn)遵循石油與天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5345—2007。巖樣選自目標(biāo)區(qū)塊油藏，基本參數(shù)如表1所示。巖樣滲透率范圍在100～3 000 mD，具有較強(qiáng)的真實(shí)性和代表性。結(jié)合地層水資料分析，配置NaHCO₃型模擬地層水，黏度0.7 mPa·s，總礦化度為10 140 mg/L。地下原油黏度為 37.6 mPa·s，密度為 0.86 g/cm³。試驗(yàn)?zāi)M溫度近似地層溫度約 75 ℃，模擬地層壓力10 MPa；試驗(yàn)采用恒速法作為驅(qū)動(dòng)條件。為使得所測的油水相滲真實(shí)地反映油水滲流特征，試驗(yàn)驅(qū)替速度需滿足以下條件：

L_r"μ_wv_w≥1

（1）

式中：L_r為巖樣的長度，cm；μ_w為在試驗(yàn)溫度下水相的黏度，mPa·s；v_w為試驗(yàn)條件下驅(qū)替速度，cm/min。

基于式（1）條件約束計(jì)算最小驅(qū)替速度為1.23 mL/min，最終確定合理驅(qū)替速度為2 mL/min。

具體試驗(yàn)步驟如下。

試驗(yàn)A：選取編號(hào)為1～6號(hào)巖心進(jìn)行單相水驅(qū)試驗(yàn)。選取NaHCO₃型模擬地層水，總礦化度為10 140 mg/L。驅(qū)替速度2 mL/min，驅(qū)替倍數(shù)500 PV。試驗(yàn)驅(qū)替過程中，分別記錄各巖心在驅(qū)替倍數(shù)為1、10、20、25、50、100、200、300、400及500 PV下的滲透率值。

試驗(yàn)B：選取編號(hào)為7～9號(hào)巖心進(jìn)行長期水驅(qū)油兩相模擬試驗(yàn)。試驗(yàn)采用非穩(wěn)態(tài)法，驅(qū)替倍數(shù)范圍0～500 PV；驅(qū)替速度2 mL/min，連續(xù)驅(qū)替至500 PV結(jié)束試驗(yàn)。

驅(qū)替過程準(zhǔn)確記錄見水時(shí)間、累計(jì)油、液產(chǎn)量以及巖心兩端的驅(qū)替壓力差。在驅(qū)替初期記錄密度增大。隨著產(chǎn)油量的減少，記錄時(shí)間間隔逐漸延長。本次試驗(yàn)分別記錄了驅(qū)替倍數(shù)為1、10、20、25、50、100、200、300、400及500 PV下的相關(guān)指標(biāo)?；贘.B.N計(jì)算方法獲得不同驅(qū)替倍數(shù)下的殘余油飽和度。

1.2"試驗(yàn)結(jié)果分析

圖1為不同級(jí)別的巖心滲透率變化倍數(shù)與驅(qū)替倍數(shù)間的變化關(guān)系。分析圖1可得：

（1） 相對低滲巖心的滲透率隨著驅(qū)替倍數(shù)的增

加呈對數(shù)下降，且初始滲透率越小，下降幅度越大，最終下降幅度達(dá)60%。

（2）相對中滲的巖心滲透率隨著驅(qū)替倍數(shù)的增加，先下降后呈對數(shù)上升，且初始滲透率越大，上升幅度越大，最終上升幅度達(dá)25%。

（3）相對高滲的巖心滲透率隨著驅(qū)替倍數(shù)的增加呈對數(shù)上升，且初始滲透率越大，上升幅度越大，最終上升幅度達(dá)85%。

綜合試驗(yàn)結(jié)果分析，統(tǒng)計(jì)回歸建立了不同滲透率級(jí)別下滲透率時(shí)變表征模型。

相對低滲0≤K_ini≤500 mD：

I_K=-0.063lnM_V+0.874 1（2）

相對中滲：

當(dāng)500 mD＜K_ini≤1 500 mD amp;

0 PV≤M_V≤20 PV時(shí)

I_K=-0.009 1M_V+0.985 8

當(dāng)500 mD＜K_ini≤1 500 mD amp;

M_V＞20 PV時(shí)

I_K=0.121 3lnM_V+0.476 2

（3）

相對高滲K_ini＞1 500 mD：

I_K=0.148 2lnM_V+0.845 6（4）

式中：I_K為滲透率變化倍數(shù)；M_V為水驅(qū)倍數(shù)，PV；K_ini為巖心原始滲透率，mD。

試驗(yàn)結(jié)果表明：在長期水驅(qū)沖刷作用下，儲(chǔ)層內(nèi)存在較強(qiáng)的顆粒機(jī)械運(yùn)移聚集和架橋堵塞作用^［17-18］；但針對不同的儲(chǔ)層特征，儲(chǔ)層物性變化規(guī)律不同，并非所有儲(chǔ)層物性均沿變好的趨勢演化。在相對高滲的主滲流通道內(nèi)，大孔喉中疏松顆粒受強(qiáng)水驅(qū)作用脫落，后被運(yùn)移至儲(chǔ)層外或相對中、低滲孔喉中，孔喉半徑增大，滲透率增大；在相對中低滲孔喉中，流體滲流速度相較于大孔喉減小，部分顆粒在運(yùn)移過程中發(fā)生沉降聚集，滲透率下降。

殘余飽和度變化倍數(shù)隨驅(qū)替倍數(shù)變化關(guān)系如圖2所示。由圖2可知，不同滲透率級(jí)別的巖心經(jīng)長期連續(xù)水驅(qū)作用后，飽和度均呈近似對數(shù)趨勢下降，且滲透率越大，殘余油飽和度下降幅度越大。

綜合試驗(yàn)結(jié)果分析，統(tǒng)計(jì)回歸建立了不同滲透率級(jí)別下殘余油飽和度時(shí)變表征模型。

相對低滲0≤K_ini≤500 mD：

I_S=-0.047lnM_V+0.954 0（5）

相對中滲500＜K_ini≤1 500 mD：

I_S=-0.087lnM_V+1.0595（6）

相對高滲K_ini＞1 500 mD：

I_S=-0.078lnM_V+0.866 3（7）

式中：I_S為殘余油飽和度變化倍數(shù)。

2"時(shí)變數(shù)值模擬方法

2.1"數(shù)學(xué)模型建立

通過1.2節(jié)長期水驅(qū)物理模擬試驗(yàn)結(jié)果以及P油藏測井資料解釋分析：經(jīng)長期水驅(qū)沖刷作用后，儲(chǔ)層物性及油水作用特征已發(fā)生顯著變化，而常規(guī)數(shù)值模擬方法難以考慮復(fù)雜連續(xù)的時(shí)變過程。通過改進(jìn)黑油模型，考慮滲透率為驅(qū)替倍數(shù)的函數(shù)，油水相滲為飽和度和驅(qū)替倍數(shù)的函數(shù)。

油水兩相運(yùn)動(dòng)方程：

v_o=-K_roS_o，M_VKM_Vμ_op_o-ρ_ogD（8）

v_w=-K_rwS_w，M_VKM_Vμ_wp_w-ρ_wgD

（9）

式中：v_o、v_w分別為油水相滲流速度，m/s；K_ro、K_rw分別為油水相相對滲透率，無因次；K為水驅(qū)滲透率，mD;μ_o、μ_w分別為油水相黏度， mPa·s；S_o、S_w分別為油水相飽和度，無因次；p_o、p_w分別為油水相壓力，Pa；ρ_o、ρ_w分別為油水相密度，kg/m³；D為以基準(zhǔn)面為參考計(jì)算的深度，m；g為重力加速度，m/s²。

油水兩相質(zhì)量守恒方程：

-ρ_oscB_ov_o+q_vo=tρ_oscB_oS_o

（10）

-ρ_wscB_wv_w+q_vw=tρ_wscB_wS_w

（11）

式中：ρ_osc、ρ_wsc分別為油水相標(biāo)準(zhǔn)密度，kg/m³；t為時(shí)間，s；q_vo、q_vw分別為單位時(shí)間單位體積下流體（油相、水相）流入或流出的質(zhì)量，kg/（m³·s）；B_o、B_w分別為油水相體積系數(shù)，無因次；為孔隙度，無因次。

將考慮滲透率、油水相滲時(shí)變效應(yīng)的運(yùn)動(dòng)方程帶入質(zhì)量守恒方程中，建立考慮滲透率、相滲時(shí)變效應(yīng)的滲流控制方程：

·K_roS_o，M_VKM_Vμ_op_o-γ_oD+

q_voρ_osc=tS_oB_o

（12）

·K_rwS_w，M_VKM_Vμ_wp_w-γ_wD+

q_vwρ_wsc=tS_wB_w

（13）

式中：γ_o、γ_w分別為油水相重力，N/m³。

2.2"模型求解

基于有限差分方法^［19-20］將考慮時(shí)變效應(yīng)的滲流控制方程進(jìn)行離散化處理，建立油水相全隱式迭代差分方程。

油相：

ΔT ^d+1_oS_o，M_VΔφ^d+1_o+qⁿ⁺¹_oV_T=

V_TΔtⁿ⁺¹δρ_oS_o+ρ_oS_o^d-ρ_oS_oⁿ（14）

水相：

ΔT ^d+1_wS_w，M_VΔφ^d+1_w+qⁿ⁺¹_wV_T=

V_TΔtⁿ⁺¹δρ_wS_w+ρ_wS_w^d-ρ_wS_wⁿ（15）

式中：n為時(shí)間步；d為迭代步；T^d+1_o、T^d+1_w分別為在第d個(gè)迭代步下的油水相傳導(dǎo)系數(shù)，J/s；φ^d+1_o、φ^d+1_w分別為在第d個(gè)迭代步下的油水相流體勢，kg/J;V_T為油水相體積，m³。

具體求解過程：①基于全隱式算法迭代求解獲得每個(gè)時(shí)間步在各網(wǎng)格點(diǎn)的壓力、飽和度；②根據(jù)不同時(shí)刻每個(gè)網(wǎng)格的壓力及油水飽和度計(jì)算各網(wǎng)格的瞬時(shí)油水流量，進(jìn)而獲得各網(wǎng)格的累計(jì)驅(qū)替倍數(shù)；③根據(jù)各網(wǎng)格當(dāng)前時(shí)刻的滲透率、驅(qū)替倍數(shù)所屬區(qū)域范圍，調(diào)用對應(yīng)滲透率、相滲時(shí)變表征模型，更新滲透率、傳導(dǎo)率、殘余油飽和度等。

通過上述步驟實(shí)現(xiàn)了針對不同儲(chǔ)層時(shí)變特征的滲透率、相滲時(shí)變迭代求解。

3"機(jī)理模型

基于Egg模型，建立了考慮優(yōu)勢滲流通道的1注4采長期水驅(qū)時(shí)變數(shù)值模擬模型。模型網(wǎng)格總數(shù)60×60×7，其中有效網(wǎng)格數(shù)18 553個(gè)。滲透率通過優(yōu)選具有優(yōu)勢滲流通道的100個(gè)隨機(jī)模型實(shí)現(xiàn)，如圖3所示。

流體屬性參考研究區(qū)塊設(shè)置，具體儲(chǔ)層及流體屬性如表2所示。

同時(shí)，為更好耦合變表征模型，明確儲(chǔ)層不同的時(shí)變特征，對Egg模型滲透率級(jí)別進(jìn)行劃分：相對低滲區(qū)滲透率為0～500 mD；相對中滲區(qū)滲透率為500～1 500 mD；相對高滲區(qū)滲透率為1 500～1 700 mD。劃分結(jié)果如圖3所示。針對各網(wǎng)格所屬的滲透率級(jí)別以及驅(qū)替倍數(shù)范圍，調(diào)用對應(yīng)的滲透率、殘余油時(shí)變表征模型。

考慮實(shí)際生產(chǎn)特征，注入井 （INJECT1）定注水量400 m³/d，生產(chǎn)井 （PROD1、 PROD2、PROD3、PROD4）定液量100 m³/d，模擬生產(chǎn)3 600 d。綜合分析各單井換油率以及含水體積分?jǐn)?shù)，計(jì)算結(jié)果如圖4所示。

由圖4a和圖4d可知：PROD1井、PROD4井通過高滲條帶與INJECT1直接溝通，時(shí)變效應(yīng)主要表現(xiàn)為高滲條帶滲透率增大，殘余油飽和度下降，考慮滲透率時(shí)變后，水推速度加快，波及范圍減小，PROD1井、PROD4井含水體積分?jǐn)?shù)分別平均提高1.49%、2.33%，換油率分別平均下降1.45%、2.10%；考慮殘余油飽和度時(shí)變后，波及范圍增大，PROD1井、PROD4井含水體積分?jǐn)?shù)分別平均下降0.40%、0.47%，換油率分別平均提高0.44%、0.51%；2種時(shí)變效應(yīng)作用相反，滲透率時(shí)變效應(yīng)影響更顯著。

由圖4b可知：PROD2由高滲條帶到相對低滲區(qū)域過渡與INJECT1溝通，時(shí)變效應(yīng)表現(xiàn)為高滲條帶滲透率增大，相對低滲區(qū)域滲透率下降；殘余油飽和度下降；考慮滲透率時(shí)變后，水推速度減慢，波及范圍增大；PROD2井含水體積分?jǐn)?shù)平均下降1.45%，換油率平均提高1.62%；考慮殘余油飽和度時(shí)變后，波及范圍增大；PROD2井含水體積分?jǐn)?shù)平均下降1.22%，換油率平均提高1.30%；2種時(shí)變效應(yīng)作用相同。

由圖4c可知：PROD3由高滲條帶到相對低滲區(qū)域過渡與INJECT1溝通，時(shí)變效應(yīng)主要表現(xiàn)為高滲條帶滲透率增大；殘余油飽和度下降；考慮滲透率時(shí)變后，水推速度加快，波及范圍減??；PROD3井含水體積分?jǐn)?shù)平均提高1.10%，換油率平均降低0.98%；考慮殘余油飽和度時(shí)變后含水體積分?jǐn)?shù)平均下降0.77%，換油率平均提高0.84%；2種時(shí)變效應(yīng)作用相反，前期滲透率時(shí)變效應(yīng)影響顯著，后期殘余油時(shí)變效應(yīng)影響顯著。

綜合分析區(qū)塊含水體積分?jǐn)?shù)、換油率及采出程度，計(jì)算結(jié)果如圖5所示。由圖5可知：考慮滲透率時(shí)變后，井組含水體積分?jǐn)?shù)平均提高0.80%，

綜合換油率平均降低8.04%，采出程度降低1.48%；考慮殘余油飽和度時(shí)變后，井組平均含水體積分?jǐn)?shù)下降0.71%，綜合換油率平均提高7.68%，采出程度提高1.35%。由于注水井 （INJECT1） 位于高滲條帶，長期水驅(qū)過程中滲透率時(shí)變效應(yīng)主要表現(xiàn)為沿相對高滲主滲流方向上滲透率增大，與不考慮時(shí)變效應(yīng)相比，水推速度加快，波及范圍減小，含水體積分?jǐn)?shù)上升，注水換油率減小，采出程度下降；考慮相滲時(shí)變效果相反，利于油相采出，滲透率時(shí)變效應(yīng)更顯著。

圖6為考慮不同時(shí)變效應(yīng)下剩余油飽和度分布。

由圖6b可知：考慮滲透率時(shí)變效應(yīng)時(shí)，注入水沿相對高滲主滲流通道快速推進(jìn)，主滲流通道內(nèi)驅(qū)替強(qiáng)度大，滲透率時(shí)變效應(yīng)強(qiáng)，加劇了儲(chǔ)層非均質(zhì)性；注采井間形成強(qiáng)水竄通道，水驅(qū)波及范圍減小，與不考慮時(shí)變效應(yīng)（見圖6a）相比，沿主滲流通道兩側(cè)剩余油富集量增加，造成大量的無效水循環(huán)。由圖6c可知：對比不考慮時(shí)變效應(yīng)（見圖6a），考慮殘余油時(shí)變效應(yīng)時(shí)，在強(qiáng)水驅(qū)作用下，當(dāng)注水井周圍達(dá)到原始?xì)堄嘤惋柡投龋?.38）后，注水井周圍殘余油仍可繼續(xù)被驅(qū)替采出，部分網(wǎng)格飽和度下降至0.1。

由圖6d可知：綜合考慮滲透率、相滲時(shí)變效應(yīng)時(shí)，長期強(qiáng)水驅(qū)作用下一定程度利于主滲流通道上殘余油的采出；同時(shí)，也會(huì)造成沿主滲流通道形成無效水循環(huán)，非主滲流通道上大量剩余油富集。

4"礦場應(yīng)用

P油藏為層狀邊水砂巖油藏。Y組為主力含油層，縱向上孔、滲特征差異大：層間滲透率突進(jìn)系數(shù)大于3，變異系數(shù)大于0.7。滲透率范圍100～20 000 mD，孔隙度范圍25%～35%，為高孔特高滲透儲(chǔ)層。其中，Y-Ⅳ砂組平均滲透率231.1 mD，Y-Ⅴ砂組平均滲透率727.5 mD，Y-Ⅵ砂組平均滲透率2 767.3 mD，Y-Ⅶ砂組平均滲透率266.2 mD。2006年正式投產(chǎn)，早期采用邊底水天然能量開采；2007年6月，A-25井注水試驗(yàn)，平均日注水量為2 000 m³；2013年11月，擴(kuò)大注水規(guī)模，2017年區(qū)塊綜合含水體積分?jǐn)?shù)達(dá)79.5%。截至2023年5月，A-25井累計(jì)注水量636.41×10⁴"m³。A-25井在籠統(tǒng)注水制度下，大量注入水沿Y-Ⅵ砂組突進(jìn)，縱向各層吸水差異顯著。受長期高強(qiáng)度水驅(qū)沖刷影響，儲(chǔ)層物性已發(fā)生顯著變化。A-25井組過路井測井資料顯示：在Y-Ⅴ、Y-Ⅵ砂組的剩余油飽和度最低達(dá)0.2，遠(yuǎn)低于初始?xì)堄嘤偷娘柡投龋?.32）。

圖7為不同時(shí)變效應(yīng)下A-25井各小層絕對吸水量模擬結(jié)果。由圖7可知：Y-Ⅵ砂組為主力吸水層，長期注水沖刷作用下近井周圍滲透率增大，考慮時(shí)變效應(yīng)后該小層吸水量增加；Y-Ⅴ砂組為次主力吸水層，近井周圍滲透率以增大為主，同時(shí)存在部分小孔喉的階段性堵塞，考慮時(shí)變效應(yīng)后該小層吸水量增加；Y-Ⅳ、Y-Ⅶ砂組為非主力吸水層，近井周圍滲透率以減小為主，考慮時(shí)變效應(yīng)后該小層吸水量減少；考慮時(shí)變效應(yīng)后，4個(gè)時(shí)間點(diǎn)各小層的平均擬合精度由70.46%提高至89.85%。

選取A-25井組中主要的受效井H-26進(jìn)行含水體積分?jǐn)?shù)擬合敏感性分析，結(jié)果如圖8和圖9所示。

由圖8和圖9可知：在開發(fā)初期，儲(chǔ)層受水驅(qū)累計(jì)沖刷作用較小，時(shí)變效應(yīng)弱；在開發(fā)中期，隨水驅(qū)作用不斷增強(qiáng)，H-26井為主要受效井，與A-25井間沖刷強(qiáng)度大、物質(zhì)基礎(chǔ)優(yōu)、連通性好；時(shí)變效應(yīng)主要表現(xiàn)為相對高滲透的主滲流通道上滲透率增大；考慮時(shí)變效應(yīng)后，注入水沿主滲流層快速推進(jìn)，含水體積分?jǐn)?shù)上升，在非主滲流層富集大量剩余油；在開發(fā)后期，H-26井進(jìn)入高含水階段，井間剩余油大部分已經(jīng)以殘余油形式存在，原始模型殘余油飽和度為0.32。由于定殘余油飽和度的限制，產(chǎn)油量難以提升；考慮時(shí)變動(dòng)態(tài)殘余油后，殘余油飽和度最低下降至0.15，增加了油相的可動(dòng)空間，使得部分殘余油得以采出，含水體積分?jǐn)?shù)下降。考慮綜合時(shí)變效應(yīng)后，擬合精度由82.82%提高至91.74%。

通過分別考慮相對高、中、低滲儲(chǔ)層不同的滲透率時(shí)變特征，特別是針對注水井附近的強(qiáng)沖刷區(qū)域，與僅考慮單一的滲透率時(shí)變特征相比，更加全面地反映了儲(chǔ)層中顆粒運(yùn)移、沉降、堵塞等規(guī)律；通過考慮殘余油時(shí)變特征，反映了真實(shí)的長期連續(xù)的水驅(qū)油過程；實(shí)現(xiàn)了注水劈分、含水體積分?jǐn)?shù)、剩余油的更精細(xì)擬合。

5"結(jié)"論

（1）選取不同滲透率級(jí)別巖心，開展500 PV高倍數(shù)水驅(qū)試驗(yàn)，建立了考慮不同滲透率及殘余油飽和度的連續(xù)時(shí)變表征模型。隨驅(qū)替倍數(shù)增加：相對高滲（＞1 500 mD）儲(chǔ)層滲透率增加，增幅達(dá)85%；相對中滲（500～1 500 mD）儲(chǔ)層滲透率先下降后增加，整體高于初始值，增幅達(dá)25%；相對低滲（＜500 mD）儲(chǔ)層滲透率下降，增幅達(dá)60%。殘余油飽和度具有相似時(shí)變特征：殘余油飽和度隨驅(qū)替倍數(shù)增加而下降，滲透率越大，降幅度越大。

（2）通過耦合綜合時(shí)變表征模型與黑油模擬器，實(shí)現(xiàn)了可考慮不同滲透率及殘余油飽和度的連續(xù)時(shí)變特征的數(shù)值模擬方法，模擬過程更符合實(shí)際油水滲流規(guī)律，擴(kuò)展了其適用范圍?？紤]滲透率時(shí)變：相對高滲區(qū)注水指進(jìn)，波及范圍減小，含水體積分?jǐn)?shù)上升，注水換油率減小，采出程度降低；低滲區(qū)相反，井組綜合含水體積分?jǐn)?shù)平均提高0.80%，綜合換油率平均降低8.04%，采出程度降低1.48%。考慮殘余油飽和度時(shí)變后在相對高滲、中滲、低滲區(qū)的油相可動(dòng)區(qū)間均增加。波及范圍內(nèi)殘余油飽和度最高下降至0.1，井組綜合含水體積分?jǐn)?shù)平均降低0.71%，綜合換油率平均提高7.68%，采出程度提高1.35%。

（3）應(yīng)用至P油藏，增加了吸水剖面作為精細(xì)擬合指標(biāo)。考慮綜合時(shí)變后，A-25井各小層吸水剖面平均擬合精度由70.46%提高至89.85%；H-26含水體積分?jǐn)?shù)的擬合精度由82.82%提高至91.74%。研究結(jié)果可為進(jìn)一步實(shí)現(xiàn)剩余油的精準(zhǔn)挖潛提供指導(dǎo)。

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