引言

随着油田开发的进行，注水井的吸水能力也会发生阶段性变化。对于轻质油藏而言，往往存在油田投产后注水井吸水能力快速下降的问题，表现为注水井井口压力增加或采油井产液量下降两个方面，采取酸化等解堵措施并不能明显改善注水状况，注水井井口压力会在短时间内再次回升，这种现象严重制约了海上注水油田的高效开发。目前，对于油田注水井吸水能力下降因素研究主要局限在注入水水质^[1-5]和储层黏土矿物等方面^[6-9]，鲜有文献从渗流阻力方面做出解释^[10-12]。为进一步探究注入压力过高的原因，以流管模型为基础，依据水电相似原理，开展井间渗流阻力变化规律研究，总结出了总流度曲线的两种特征模式。文章将这种由储层岩石本身的相渗特性决定并非污染导致的井口压力上升的现象称为“伪堵塞”并给出了治理对策。

1 “伪堵塞”机理研究 1.1 渗流阻力影响因素

注采井间的水驱油过程可视为水驱前缘沿流管逐步推进的过程，根据水电相似原理，若能计算出流体的总渗流阻力，便可以进行开发指标计算。单个流管内的水驱前缘位置、沿程饱和度分布、产液量、产油量可按式(1)~式(3)计算，综合各单管求解结果可进行开发指标预测^[13-18]。

$X_{\mathrm{f}}=\frac{f_{\mathrm{w}}^{\prime}\left(S_{\mathrm{w}}\right)}{\phi A} \int_{0}^{t} q_{\mathrm{L}} \mathrm{d} t $

(1)

$q_{\mathrm{L}}=\frac{K \Delta p h}{\int_{\xi_{\mathrm{i}}}^{\xi_{\mathrm{p}}} \frac{\mu_{\mathrm{o}} \mu_{\mathrm{w}}}{K_{\mathrm{rw}} \mu_{\mathrm{o}}+K_{\mathrm{ro}} \mu_{\mathrm{w}}} \frac{\mathrm{d} \xi}{A(\xi)}} $

(2)

$q_{\mathrm{o}}=\frac{K \Delta p h}{\int_{\xi_{\mathrm{i}}}^{\xi_{\mathrm{p}}} \frac{\mu_{\mathrm{o}}}{K_{\mathrm{ro}}} \frac{\mathrm{d} \xi}{A(\xi)}} $

(3)

式中：X_f-水驱前缘位置，m；

f'_w-含水率对含水饱和度的导数，无因次；

S_w-含水饱和度，%；

ϕ-储层孔隙度，%；

A-储层横截面积，m²；

t-注水时间，d；

q_L-生产井产液量，m³/d；

K-岩石绝对渗透率，mD；

Δp-注采压差，MPa；

h-储层平均厚度，m；

ξ_i-注水井位置，m；

ξ_p-生产井位置，m；

μ_o-油相黏度，mPa·s；

μ_w-水相黏度，mPa·s；

K_rw-水相相对渗透率，%；

K_ro-油相相对渗透率，%；

ξ-流管任意点位置，m；

q_o-生产井产油量，m³/d。

将流管离散N等份，以单个流管为例(图 1)，在此记水驱前缘位置为第n个网格，渗流总阻力包含两部分：油水两相区渗流阻力和纯油区渗流阻力。随着开发的进行，两相区不断扩大，其阻力主要由储层形状和油、水相流度决定，如式(4)；纯油区不断减小，其阻力主要由储层形状和油相流度决定，如式(5)。如忽略储层时变，渗流总阻力的变化仅取决于油、水相流度是否发生改变，在此影响油、水相流动能力的唯一因素就是相对渗透率，即岩石相渗特征决定了渗流阻力的变化。为方便描述，定义总流度M_t为相同含水饱和度条件下油相流度与水相流度的加和，那么引起渗流阻力变化的原因是每个网格内的总流度发生了改变。

$R_{{\rm tp}}=\underset{i=1}{\overset{n}{\mathop \sum\limits }} \dfrac{1}{KA}\dfrac{1}{\dfrac{{{K}_{{\rm rw}}}\left( S_{{\rm w}, i} \right)}{{{μ }_{{\rm w}}}}+\dfrac{{{K}_{{\rm ro}}}\left( S_{{\rm w}, i} \right)}{{{μ }_{{\rm o}}}}} $

(4)

$R_{{\rm to}}=\underset{i=n+1}{\overset{N}{\mathop \sum\limits }} \dfrac{1}{KA}\dfrac{{{μ }_{{\rm o}}}}{{{{K}_{{\rm ro}}}\left( S_{{\rm w}, i} \right)}} $

(5)

式中：R_tp-两相区总渗流阻力，MPa·d/m³；

S_{w, i}-第i个网格处的含水饱和度，%；

R_to-纯油区渗流阻力，MPa·d/m³。

1.2 总流度特征分析

为探究渗流阻力变化规律，本文从总流度随含水饱和度的变化入手分析，对渤海南部区域中轻质油田群的相渗曲线进行统计并作出总流度曲线。分析表明，总流度曲线形态与原油黏度和相渗特征有关(表 1，表 2)，主要存在以下两类：单调递增型(中高黏)和先减后增型(低黏)，见图 2。

单调递增型：随着含水饱和度的增加，总流度呈现单调增加的趋势(图 2a)，根据式(4)可知渗流阻力会相应减小。即随着水驱过程的进行，注水井和生产井之间的阻力会不断减少，如油井保持定液量开发，注水井井口压力会得到不断释放，特征为“越注越易”，该类油田的注水井通常更容易达到配注量。

先减后增型：随着含水饱和度的增加，总流度曲线为“对勾”状，即呈现先减少后增加的趋势(图 2b)，根据式(5)可知渗流阻力会先增加后减小。为便于分析，将“勾状”总流度曲线分为两类：左高右低型和左低右高型(图 3，其中，S_wc-束缚水饱和度，%；M_tl-束缚水总流度，mPa^-1·s^-1；S_ws-极值点含水饱和度，%；M_td-极值点总流度，mPa^-1·s^-1；S_or-残余油饱和度，%；M_tr-残余油总流度，mPa^-1·s^-1；S_wss-开采过程中总流度与束缚水总流度相等时的含水饱和度，%)。结合水驱前缘含水饱和度跃变的特征，渗流阻力的反转情况与水驱前缘含水饱和度(S_wf)、M_tl、M_tr相关。

基于贝克莱驱油理论，可通过作图法获得S_wf，不同类型油田相渗曲线的统计结果显示，S_wf往往大于等于S_ws。针对左高右低型的总流度曲线，无论S_wf的大小，一旦水突破网格，其总流度总会小于原始状态下的总流度，即投注后渗流阻力就会快速增加，这在矿场通常有两种表现：注水井井口压力增加或油井液产量下降。针对左低右高型的总流度曲线，根据水驱前缘含水饱和度的大小划分为两种情况：当S_wf < S_wss时，在含水完全突破之前，渗流阻力呈现增加趋势，在含水完全突破后，渗流阻力呈现减小趋势；当S_wf > S_wss时，渗流阻力变化情况与单调递增型的总流度曲线一致。

1.3 无因次渗流阻力系数

为定量化表征渗流阻力的变化规律，以五点井网为例，借助流管法对注采井间渗流阻力进行计算。选择经典三角形流管模型^[19-21]，见图 4，渗流控制方程的联立和简化，见式(6)~式(8)，最终实现对水驱前缘、单管渗流阻力、单管流量的半解析求解(图 5，图 6)。

$\int A_{i}(\xi) \mathrm{d} \xi=\frac{\int q_{i} \mathrm{d} t}{\phi h} f_{\mathrm{w}}^{\prime}\left(S_{\mathrm{w}}\right) $

(6)

$R_{i}=\frac{1}{K} \int_{r_{\mathrm{w}}}^{L_{i}-r_{\mathrm{w}}} \frac{1}{M_{i}(\xi) A_{i}(\xi)} \mathrm{d} \xi $

(7)

${{q}_{i}}=\dfrac{{{R}_{{\rm t}}}}{{{R}_{i}}}{{Q}_{{\rm inj}}} $

(8)

式中：A_i(ξ)-第i根流管ξ处横截面积，m²；

q_i-第i根流管的注水量，m³/d；

R_i-第i根流管的渗流阻力，MPa·d/m³；

L_i-第i根流管的长度，m；

r_w-井眼半径，m；

M_i-第i根流管的流度，mPa^-1·s^-1；

R_t-注采井间总渗流阻力，MPa·d/m³；

Q_inj-总注水量，m³/d。

在此定义无因次渗流阻力系数为渗流阻力与初始时刻渗流阻力的比值。通过对渤海南部区域6个油田渗流阻力的计算，可得到无因次渗流阻力系数图版(图 7)。计算参数设定为：初期采油速度5.5%，注水量400 m³/d，极限含水率98%，岩芯绝对渗透率500 mD，储层厚度5 m，注采井距250 m，时间离散数150，流管离散数40，流管网格离散数200，相渗曲线来自各油田岩芯实验数据。

从图 7可以看出，无因次渗流阻力系数的变化规律与含水率相关，具体可划分为3个阶段：(1) 无水采油期，随着开发的进行，低黏油田渗流阻力缓慢上升(总流度曲线为左高右低型)或缓慢下降(总流度曲线为左低右高型)，中高黏油田渗流阻力缓慢下降。(2) 含水快速上升期，随着开发的进行，低黏油田渗流阻力快速上升，中高黏油田渗流阻力快速下降。(3) 含水稳定上升期，随着开发的进行，低黏油田渗流阻力缓慢下降，中高黏油田渗流阻力缓慢下降。

综上，注水开发过程中，对于轻质油藏而言，注采井间的渗流阻力会存在不同程度升高的现象，这种阻力的增加是由储层岩石本身的相渗特性决定的，并非污染导致，本文称为“伪堵塞”现象。

1.4 “伪堵塞”治理

矿场“伪堵塞”现象的直接表现为注水井井口压力高、达不到配注量，或采油井流压下降快、产量递减较快两个方面。

为改善伪堵现象，提出以下对策：(1)如地层破裂压力高、裂缝发育程度低，可直观采取提压增注的方式^[22-23]；(2)当储层岩石力学条件不允许提压增注时，可采取层内生气或者气驱的方式^[24-25]，这是因为当驱替相流度增加时，两相总流度形态曲线会由对勾型向单调型转变；(3)由于纵向矛盾突出的储层实施提压增注或层内生气会加速高渗层含水突破，当储层纵向矛盾突出时，应采取分层调配、卡堵水等措施优先解决纵向矛盾。

2 矿场实例分析

KL-1/2油田群主力层位于沙河街组，属于复杂断块油田，原始地层压力25.0 MPa，地层破裂压力57.0 MPa，地震资料表明该区域天然裂缝不发育，油田开发方案编制阶段推荐的注水井最大井口注入压力为15.0 MPa。油田投产后部分注水井井口压力迅速上升，导致油田欠注，为解决这一问题，矿场采取以下措施。

2.1 提压增注

微压裂测试资料显示，当井口压力为18.0 MPa时，地层并无明显压开现象，选取距离断层较远的两口注水井(KL-1油田A5井及KL-2油田A9井)进行提压增注试验，试验情况见表 3。

从提压前后注水量来看，随着注入压力的升高，地层吸水量明显增加，吸水层数明显增多；从井组生产动态来看，提压增注后井组产液量稳定，气油比下降，地层压力回升明显(图 8)。

2.2 层内生气

为规避提压注水漏失风险，对KL-1油田A区部分距离断层较近的水井进行了层内生成二氧化碳驱油矿场试验，层内生成二氧化碳技术具有降压增注、平面调驱等多重作用。本次目标井组为A18井组、B34井组、B17井组和B22井组，试验井组位置见图 9，增注措施效果见表 4。

由表 4可见，A18井组和B34井组试验后有明显的增注、增油降水的效果；B34井组措施后含水率降低，日增油11 m³；A18井组措施后含水率降低，日增油10 m³；B17井组和B22井组措施失利，井组内油井含水均有不同程度突破。针对B17井组、B22井组措施失利原因进行分析，根据前文可知，当储层层间矛盾较大时进行层内生气可能会导致含水突破。A18井组、B34井组、B17井组、B22井组的各防砂段物性参数如表 5所示。

由表 5可见，B17和B22井组储层的纵向非均质性相对较强，从B25和B26井组的生产动态曲线(图 10)的含水率变化情况可以推断，两口井均为局部小层含水突破。因此，层内调驱目标应避免选择储层纵向矛盾突出的井组。

3 结论

(1) 以流管模型为基础，依据水电相似原理，结合达西定律经推导得到渗流阻力表达式，即渗流阻力与储层形状和总流度有关，由于总流度取决于岩石相渗特征，忽略储层时变性，那么水驱过程中渗流阻力变化的原因是总流度发生了改变。

(2) 非活塞驱替过程的总流度变化通常分为两种：单调增加(中高黏)和先减小后增加(低黏)。当原油黏度较小时，随水驱进行总流度会呈现减小的趋势，渗流阻力随之增加，导致注入压力升高，此时表现在注水井井口压力不断升高，即发生了“伪堵塞”，严重制约油田注水。

(3) 通过对渤南区域油田注采井间渗流阻力的计算，得到了能够反映渗流阻力变化规律的无因次阻力系数图版，该图版展示了“伪堵塞”可能发生的含水阶段，能够有效指导注水井的治理。

(4) 当注水井发生“伪堵塞”现象时，可采取以下措施：针对高破裂压力、低裂缝发育的油藏，实施提压增注；针对低破裂压力、高断裂程度的油藏，采取层内生气调驱；针对超低原油黏度、埋藏深的油藏，可考虑气驱开发；针对多层合采开发油藏，应优先解决纵向水驱矛盾。