于春磊

[摘 要]针对特高含水后期水驱特征曲线上翘引起开发动态预测精度下降的问题，进行了多组物理模拟实验研究。实验数据表明，中高渗砂岩油藏条件下水驱特征曲线上翘时机受油水粘度比、渗透率和非均质性的影响，其中非均质性是主要的影响因素。

[关键词]特高含水；水驱特征曲线；上翘；采出程度；非均质性

中图分类号：TE357.6 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）06-0124-01

水驱特征曲线可以有效地预测水驱油藏的开发动态，在天然水驱和人工注水开发油田中得到了广泛应用[1-9]。然而甲型和乙型曲线在油田开发后期常表现出上翘现象，此时仍然用传统方法对开发动态进行预测必然引起较大误差（图1）。本文通过物理模拟实验，从渗透率、原油粘度和非均质性三个方面对水驱特征曲线上翘时机进行了研究对特高含水后期水驱油藏开发动态预测有重要的意义。

1 中高渗砂岩油藏水驱特征曲线上翘时机的影响因素

利用胜利中高渗砂岩油藏多口密闭取心井样品进行了水驱油实验，实验过程参照行业标准SY/T5345-2007，对油水粘度比、储层渗透率及非均质性三种影响油藏渗流规律的主要因素进行了分析。

1.1 油水粘度的影响

选取了样品渗透率相近的不同油水粘度比实验结果，原油粘度9.75～75.1mPa·s，水相粘度0.516mPa·s。实验结果表明，水驱特征曲线上翘普遍发生在含水率95%之后的水驱阶段，上翘对应采出程度随油水粘度比增加而减小（图2）。图2基本涵盖了胜利中高渗砂岩主力油藏的油水粘度比分布范围，在该范围内油水粘度比对上翘时机的影响较小。

1.2 渗透率的影响

选取了原油粘度19.7mPa·s的不同渗透率样品实验结果，水相粘度0.516mPa·s。实验结果表明（图3），水驱特征曲线上翘普遍发生在含水率95%之后，對应采出程度呈现出随渗透率降低而减小的趋势，但是在中高渗透率范围内，渗透率的影响较小。

1.3 非均质性的影响

胜坨、孤岛等中高渗砂岩油藏多口密闭取心样品一维水驱油实验结果表明（表1），水驱特征曲线上翘时机对应采出程度分布在48.4%～57.2%的范围，对应含水率分布在97.9～98.4%的范围。

矿场统计结果（表2）表明胜利中高渗砂岩油藏水驱特征曲线上翘虽然也发生在含水率大于95%的特高含水后期，但是对应采出程度普遍小于41.4%，相较于一维水驱实验结果中上翘对应采出程度48.4%～57.3%的分布范围大幅提前。

一维水驱油实验代表了完全波及、均衡驱替的理想情况，与实际矿场由非均质性引起的不完全波及、不均衡驱替情况存在差别。为了明确非均质性的影响，进行了并联模型实验，实验结果表明非均质性对水驱特征曲线上翘时机有重要的影响。

并联模型所用岩心为胜利油田中高渗砂岩取心样品，渗透分别为1014.2×10-3μm2、2043.1×10-3μm2和2985.7×10-3μm2，岩心尺寸均为2.5×2.5×5cm，模拟油藏三层合采的情况。实验温度50℃，岩心用同一种原油进行饱和，实验温度下原油粘度9.75mPa·s，注入端并联，出口端分别计量产水产油量。分别绘制低渗层（1014.2×10-3μm2）、中渗层（2043.1×10-3μm2）、高渗层（2985.7×10-3μm2）及模型整体的水驱特征曲线，并且为便于比较，将累计产水量和累计产油量无因次化，累计产水率为累计产水量与孔隙体积之比，采出程度为累油与原始饱和油量之比。

实验结果表明（图4），水驱进入到特高含水阶段后，模型整体的水驱特征曲线发生上翘。但此时，高渗层水驱特征曲线发生了上翘，而低渗层和中渗层水驱特征曲线仍保持线性。

参考文献

[1] 陈元千，陶自强.高含水期水驱曲线的推导及上翘问题的分析[J].断块油气田，1997，4（3）：19～24.

[2] 俞启泰.几种重要水驱特征曲线的油水渗流特征[J].石油学报，1999，20（1）：56～60.

[3] 陈元千.水驱曲线关系式的推导[J].石油学报，1985，6（2）：69～78.

[4] 俞启泰.水驱油田的驱替特征与递减特征[J].石油勘探与开发，1995，（1）：39～42.