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【摘要】本文利用无因次采液指数在实施化学驱的全过程的变化特点，在进入后续水驱阶段后，综合含水会恢复或超过到实施化学驱前的水平，在高含水期采液指数呈现大幅度上升，需要强化采液。另根据毛管数理论强化采液也可以改善开发效果。以进入后续水驱单元的提液井效果表明了实施化学驱后的后续水驱单元具备强化采液的可行性。
【关键词】后续水驱 强化采液 提高采收率
化学驱是中国东部老油田提高采收率的主要开发方式，在进入后续水驱阶段后，综合含水会恢复或超过到实施化学驱前的水平，为此只有提高单井产液量才能保证后续水驱的开发效果。实际矿场上多数后续水驱区块没有实施强化采液的措施，为了消除强化采液对开发效果会有影响的顾虑，本文从理论上无因次采液指数曲线，在高含水期采液指数呈现大幅度上升，另根据毛管数理论提液也可以改善开发效果。本文以进入后续水驱单元的提液井为例，通过实际的矿场统计提液井效果表明了实施化学驱后的后续水驱单元具备强化采液的可行性。
1 无因次采液指数变化特点
为了提高油藏的采收率，在高含水的区块实施化学驱，增大驱替流体的粘度，发挥的堵调作用，含水下降，采液指数降低。但当进入后驱水驱阶段后，含水上升到实施化学驱时的高含水的情况下，此时驱替的流体是水和地层中残留化学剂的混合物，在粘度对比上要比化学剂低，理论上无因次采液指数相对大，而且随着含水的升高，采液指数的上升的幅度要大。如按中国东部某实施化学驱区块A单元的相渗曲线处理得到的理论无因次采液指数[1]（如图1所示），该区块在综合含水95%时实施化学驱，当区块见效含水下降到90%停止注入化学剂，进入后驱水驱阶段，理论上后续水驱在含水90%时的无因次采液指数为2.8，当含水上升到95%时无因次采液指数会达到3.8。所以为了保证后续水驱的开发效果必须提高液量来开发。
图1 理论无因次采液指数变化曲线
2 毛管数影响
开采后期，剩余油以不连续油块被圈捕在岩石孔隙中，此时每个油块受到两种力的作用（粘滞力和驱动力）。Melrose和Taber等人用一个无因次准数[2]Ne（毛管数）表征上述两种力之比。
Ne=（UwVw/σ） （式1）式中：Ne为毛管数，Uw为驱油体系粘度，mPa·s；Vw为驱油体系流动速度，cm/ s；σ为水和原油之间的界面张力，mN/m；
饱和度越小，驱油效率越高，采收率越高。原油、水岩石体系的不同，要求Ne数值也不同。
从Ne的表达式可知，要提高其值，方法有两个：一是提高驱油体系的流动速度，二是改变驱替的工作液。改变驱替工作液的方法就是加入化学剂，降低界面张力来增大毛管数，从而减小残余油饱和度来达到提高采收率的目的。方法一是针对一种不变的驱替工作液，再保证毛管数在有效的范围内变化时，通过强化注采来提高驱油体系的流动速度来增大毛管数，降低残余油饱和度，提高
原油采收率。一般在开发的后期，毛管数的数值上要提高到10-3～10-2数量级别，来提高采收率。
3 现场应用
中国东部某实施化学驱区块A单元含油面积4.8Km2，地质储量2954×104t，构造简单平缓，为一套河流相正韵律沉积的粉细砂岩油藏区块共发育16个小层，主力油层有3个：Ng35、Ng42、Ng44，厚度大，分布广，平均孔隙度30.9%，平均空气渗透率1.52um2，目前地层温度为65℃，原始地层压力12.35MPa，饱和压力9.25MPa。经过长期水驱开采，注聚前地层总压降0.73MPa。和、常温常压系统的常规稠油油藏。2010年底，单元综合含水率已达95.1%，可采储量采出程度为89.8%，剩余可采储量采油速度为13.3%。
3.1 强化采液对产量的影响
区块A单元2008年以来共有同层强化采液井75口，其中无效井1口，措施有效率高达98.7%。措施有效期内平均单井增油量为4023t（表1），合计累积增油量為30.18×104t，减缓了产量大幅递减。可以说，强化采液是短期内促使产量快速提升的
有效手段[3]。
3.2 强化采液对可采储量的影响
分别标定强化采液井措施前后控制的可采储量[4]，71口强化采液井（占提液总井数95%）提液后可采储量增加，且增加的幅度相当可观，平均单井增加可采储量为4805t（表2），合计累积增加可采储量为36×104t，对提高后续水驱单元的开发效果有积极影响。
4 结论
通过相渗曲线处理出的理论无因次采液在实施化学驱和进入后续水驱后的变化特点，以及毛管数变化对提高采收率的认识论证了后续水驱单元实施强化采液措施的可行性。从矿场实践来看，强化采液也是后续水驱单元增加产油量和可采储量的有效调整措施。
参考文献
[1] 俞启泰，罗洪，陈素珍，等.三角洲相储层油藏无因次采液指数计算的典型通用公式[J].中国海上油气：地质，2000，14（4）：270-273
[2] 吴济畅，王强. 毛管数对濮城沙一下油藏渗流规律的影响研究[J].油气采收率技术，1999，6（1）：50-55
[3] 韩传波.负压提液研究及其在滨南油田滨79块的应用[J].油气地质与采收率，2003，10（2）：80-81
[4] 苏映宏.油田开发中后期可采储量标定方法[J].石油勘探与开发，2005，32（6）：94-96
作者简介
张超，男，工程师，2006年毕业于石油大学（华东）油气田开发工程专业，工学硕士，现主要从事油田开发综合研究工作。
【关键词】后续水驱 强化采液 提高采收率
化学驱是中国东部老油田提高采收率的主要开发方式，在进入后续水驱阶段后，综合含水会恢复或超过到实施化学驱前的水平，为此只有提高单井产液量才能保证后续水驱的开发效果。实际矿场上多数后续水驱区块没有实施强化采液的措施，为了消除强化采液对开发效果会有影响的顾虑，本文从理论上无因次采液指数曲线，在高含水期采液指数呈现大幅度上升，另根据毛管数理论提液也可以改善开发效果。本文以进入后续水驱单元的提液井为例，通过实际的矿场统计提液井效果表明了实施化学驱后的后续水驱单元具备强化采液的可行性。
1 无因次采液指数变化特点
为了提高油藏的采收率，在高含水的区块实施化学驱，增大驱替流体的粘度，发挥的堵调作用，含水下降，采液指数降低。但当进入后驱水驱阶段后，含水上升到实施化学驱时的高含水的情况下，此时驱替的流体是水和地层中残留化学剂的混合物，在粘度对比上要比化学剂低，理论上无因次采液指数相对大，而且随着含水的升高，采液指数的上升的幅度要大。如按中国东部某实施化学驱区块A单元的相渗曲线处理得到的理论无因次采液指数[1]（如图1所示），该区块在综合含水95%时实施化学驱，当区块见效含水下降到90%停止注入化学剂，进入后驱水驱阶段，理论上后续水驱在含水90%时的无因次采液指数为2.8，当含水上升到95%时无因次采液指数会达到3.8。所以为了保证后续水驱的开发效果必须提高液量来开发。
图1 理论无因次采液指数变化曲线
2 毛管数影响
开采后期，剩余油以不连续油块被圈捕在岩石孔隙中，此时每个油块受到两种力的作用（粘滞力和驱动力）。Melrose和Taber等人用一个无因次准数[2]Ne（毛管数）表征上述两种力之比。
Ne=（UwVw/σ） （式1）式中：Ne为毛管数，Uw为驱油体系粘度，mPa·s；Vw为驱油体系流动速度，cm/ s；σ为水和原油之间的界面张力，mN/m；
饱和度越小，驱油效率越高，采收率越高。原油、水岩石体系的不同，要求Ne数值也不同。
从Ne的表达式可知，要提高其值，方法有两个：一是提高驱油体系的流动速度，二是改变驱替的工作液。改变驱替工作液的方法就是加入化学剂，降低界面张力来增大毛管数，从而减小残余油饱和度来达到提高采收率的目的。方法一是针对一种不变的驱替工作液，再保证毛管数在有效的范围内变化时，通过强化注采来提高驱油体系的流动速度来增大毛管数，降低残余油饱和度，提高
原油采收率。一般在开发的后期，毛管数的数值上要提高到10-3～10-2数量级别，来提高采收率。
3 现场应用
中国东部某实施化学驱区块A单元含油面积4.8Km2，地质储量2954×104t，构造简单平缓，为一套河流相正韵律沉积的粉细砂岩油藏区块共发育16个小层，主力油层有3个：Ng35、Ng42、Ng44，厚度大，分布广，平均孔隙度30.9%，平均空气渗透率1.52um2，目前地层温度为65℃，原始地层压力12.35MPa，饱和压力9.25MPa。经过长期水驱开采，注聚前地层总压降0.73MPa。和、常温常压系统的常规稠油油藏。2010年底，单元综合含水率已达95.1%，可采储量采出程度为89.8%，剩余可采储量采油速度为13.3%。
3.1 强化采液对产量的影响
区块A单元2008年以来共有同层强化采液井75口，其中无效井1口，措施有效率高达98.7%。措施有效期内平均单井增油量为4023t（表1），合计累积增油量為30.18×104t，减缓了产量大幅递减。可以说，强化采液是短期内促使产量快速提升的
有效手段[3]。
3.2 强化采液对可采储量的影响
分别标定强化采液井措施前后控制的可采储量[4]，71口强化采液井（占提液总井数95%）提液后可采储量增加，且增加的幅度相当可观，平均单井增加可采储量为4805t（表2），合计累积增加可采储量为36×104t，对提高后续水驱单元的开发效果有积极影响。
4 结论
通过相渗曲线处理出的理论无因次采液在实施化学驱和进入后续水驱后的变化特点，以及毛管数变化对提高采收率的认识论证了后续水驱单元实施强化采液措施的可行性。从矿场实践来看，强化采液也是后续水驱单元增加产油量和可采储量的有效调整措施。
参考文献
[1] 俞启泰，罗洪，陈素珍，等.三角洲相储层油藏无因次采液指数计算的典型通用公式[J].中国海上油气：地质，2000，14（4）：270-273
[2] 吴济畅，王强. 毛管数对濮城沙一下油藏渗流规律的影响研究[J].油气采收率技术，1999，6（1）：50-55
[3] 韩传波.负压提液研究及其在滨南油田滨79块的应用[J].油气地质与采收率，2003，10（2）：80-81
[4] 苏映宏.油田开发中后期可采储量标定方法[J].石油勘探与开发，2005，32（6）：94-96
作者简介
张超，男，工程师，2006年毕业于石油大学（华东）油气田开发工程专业，工学硕士，现主要从事油田开发综合研究工作。