程 都，馬鑫怡

（河南油田分公司第二采油廠，河南唐河 473400）

古城油田泌124斷塊位于泌陽凹陷北部斜坡帶西南端，聚合物驅(qū)位于泌124斷塊主體區(qū)次級斷塊下層系，含油面積 0.6 km2，地質(zhì)儲量 85.83×104t，縱向上分為12個含油小層，儲層物性好，平均孔隙度25.37%，平均滲透率0.475 μm2，屬大中孔隙、高中滲透類型，但非均質(zhì)性強(qiáng)，受沉積微相控制，主力油層連通性好，但層間、層內(nèi)非均質(zhì)嚴(yán)重，滲透率變化范圍0.038～2.391 μm2,最大滲透率級差62.92。不僅儲層非均質(zhì)嚴(yán)重，層間原油性質(zhì)差異也較大，50℃地面脫氣原油粘度 H3V2-3層在 200～300 mPa·s，而 H3V7-8層在400～600 mPa·s。

油藏的特殊性嚴(yán)重制約了水驅(qū)開發(fā)效果，注水井層間吸水能力差異大，高滲透層吸水量大，低滲透層吸水量小或根本不吸水，注水后，水線沿高滲透層或高滲帶突進(jìn)，含水上升快，低滲帶井或低滲透層見不到注水效果，造成水驅(qū)油效率低、壓力保持水平低、穩(wěn)產(chǎn)難度大等一系列問題。因此，2008年5月轉(zhuǎn)入注聚開發(fā)，轉(zhuǎn)變開發(fā)方式后，產(chǎn)油量呈階梯狀上升，含水呈階梯狀下降，增油降水效果明顯，聚驅(qū)開發(fā)取得了較好的效果。但目前仍然存在一系列問題，一是油層動用不均勻，剖面矛盾突出；二是部分采油井產(chǎn)聚濃度偏高，井組發(fā)生竄流現(xiàn)象，平面矛盾突出。如何解決開發(fā)中出現(xiàn)的矛盾，有效動用剩余油是油田開發(fā)目前面臨的問題。筆者對泌124斷塊主體區(qū)次級斷塊下層系進(jìn)行了聚合物驅(qū)數(shù)值模擬研究，分析了聚驅(qū)開發(fā)過程中的優(yōu)勢流場，以期為油藏挖潛和調(diào)整提供借鑒。

1 優(yōu)勢流場

部分油藏由于注入水的長期沖洗在高滲透區(qū)域形成了竄流通道，竄流通道的形成使注入水、聚合物沿高滲透帶竄流，造成油井含水上升，產(chǎn)油下降，因此準(zhǔn)確判別、預(yù)測竄流通道，對優(yōu)化實(shí)施調(diào)驅(qū)措施意義重大。

1.1 優(yōu)勢流場的特征

優(yōu)勢流場一般是指多孔介質(zhì)體內(nèi)的流場強(qiáng)度明顯高于與之體積相當(dāng)?shù)亩嗫捉橘|(zhì)體內(nèi)的流場強(qiáng)度[1-3]，影響優(yōu)勢流場形成的因素可以分為內(nèi)在因素和外在因素[4-5]。其中，內(nèi)在因素是非均質(zhì)多孔介質(zhì)的非均質(zhì)性和其中的流體的非均質(zhì)性；外部因素是流體在多孔介質(zhì)中流動的空間分布，包括注采工作制度引起的井組壓力變化和區(qū)域壓力場變化。

優(yōu)勢流場明顯的特征為：注采井間液量較大，且井間液量與注水井波及體積的比值也較大，此外，還可能伴隨有流體流速快，注水倍數(shù)大，含水率高等特征。優(yōu)勢流場研究,就是要突破中老油田開發(fā)的重點(diǎn)及難點(diǎn),即指出平面上流場的非均質(zhì)性的問題[6]，進(jìn)而提出解決的辦法，平面上或稱橫向上流場的非均一性稱為橫向上局部指進(jìn)[7]。

1.2 優(yōu)勢流場對剩余油分布的影響

優(yōu)勢流場在流體的分布和運(yùn)移過程中起主導(dǎo)作用，控制著剩余油的形成和分布。如在平面上河流相沉積儲層在注水開發(fā)過程中，注入水主要沿著優(yōu)勢流場（如厚度大、滲透率高、壓力傳導(dǎo)快的主河道）運(yùn)移，因此注入水波及程度高，而相對厚度小、滲透率低、壓力傳導(dǎo)速度慢的河道側(cè)緣等非優(yōu)勢流場注入水波及程度低，剩余油飽和度比較高；在縱向上主力層與非主力層相比為優(yōu)勢流場，主力層的注入水波及程度較高；在正韻律沉積的厚油層的層內(nèi)底部，為層內(nèi)的優(yōu)勢流場，注入水波及程度較高。

2 泌124區(qū)塊優(yōu)勢流場分析

2.1 優(yōu)勢流場的表征方法

剩余油儲量豐度和剩余油可采儲量豐度的區(qū)別在于對殘余油飽和度的認(rèn)識上。將這兩個指標(biāo)的定義式作如下處理，令 A1＝So，A2＝So－Sor。

系數(shù)A1和A2與含油飽和度均為線性關(guān)系，剩余油儲量豐度僅僅反映了單位面積上的剩余油儲量，剩余油可采儲量豐度只是簡單地不考慮束縛油時儲量單位面積上的剩余油可采儲量，未考慮可流動原油在不同含水飽和度下的分流能力，而實(shí)際上原油的分流能力與含水飽和度呈明顯的非線性關(guān)系。

這種非線性關(guān)系可以體現(xiàn)在不同含油飽和度下的油水相對滲透率關(guān)系曲線中，油水兩相的相對滲透率比與含油飽和度呈線性關(guān)系，即：

式中：a為lg［kroSw（）/krwSw（）］～Sw曲線的截距，b為其斜率。

將優(yōu)勢潛力豐度定義為：

式中：Ωo3-優(yōu)勢潛力豐度，104t/km2；A3-優(yōu)勢潛力豐度系數(shù)；kro，krw-油相、水相相對滲透率；μo，μw-地層原油、地層水粘度，mPa·s。

式中表明，A3體現(xiàn)了實(shí)際油藏中油水的分流能力隨含水飽和度呈非線性變化。

由式（1）與式（2）對比可以看出，優(yōu)勢潛力豐度從另一種意義上就是剩余油的分流能力與剩余油儲量豐度的乘積，因此，它既反映了地下的剩余油儲量，反映了剩余油的分流能力，同時也反映了水的分布狀況，從而可以確定優(yōu)勢流場。

同時，從不同時刻優(yōu)勢潛力分布圖上可以看到水淹較嚴(yán)重的區(qū)域會持續(xù)高含水飽和度區(qū)域，如果在不同時刻的圖上高含水率和高含水飽和度區(qū)域持續(xù)出現(xiàn)，就認(rèn)為此處存在優(yōu)勢流場。

2.2 優(yōu)勢流場分布特征

由于儲層平面、縱向以及層內(nèi)非均質(zhì)性特別是局部竄流通道的影響，不同部位之間水淹程度差別較大，導(dǎo)致油水分流能力差別很大，本研究根據(jù)泌124的實(shí)際情況分析了三個時間段的優(yōu)勢流場流度分布圖，分別是注聚前，目前，以及追加0.24 PV后各小層優(yōu)勢流場分布圖，用來進(jìn)一步說明優(yōu)勢流場的分布規(guī)律。

從H3V21小層的優(yōu)勢流場分布圖可以看出（見圖1），注聚前到目前G3407-G3504井附近以及G3303-G3405井附近流度值減小明顯，說明該區(qū)域注聚對于改善優(yōu)勢通道效果明顯。從流度頻率曲線可以看出（見圖2），注聚前到目前為止，0.7～0.8 μm2/mPa·s流度值變化明顯，頻率減小，而且流度值在 0～0.3 μm2/mPa·s范圍的頻率有所增加，大流度值頻率減小，小流度值頻率增加，說明注聚見效較好，繼續(xù)注聚0.24 PV后，0.6～0.8 μm2/mPa·s范圍的流度值頻率有所減少，而 0～0.3 μm2/mPa·s范圍的流度值也有所減少，說明繼續(xù)注聚0.24 PV后對優(yōu)勢流場有一定的改善作用，但同時也可能會出現(xiàn)注聚反轉(zhuǎn)現(xiàn)象，分析認(rèn)為優(yōu)勢流場形成的原因主要為強(qiáng)注水造成水淹，隨著注水時間的增加，形成了強(qiáng)的滲流通道。

從H3V33層的優(yōu)勢流場分布圖可以看出（見圖3），G3407井、G3303井以及G3203井周圍流度值降低明顯，說明注聚對該區(qū)域優(yōu)勢流場改善效果明顯。從流度頻率曲線可以看出（見圖4），注聚前到目前為止，范圍在0.1～0.8 μm2/mPa·s的流度值的頻率基本都在減小，說明注聚對較大孔道的優(yōu)勢流場見效，也使較小孔道流度值變小，可能出現(xiàn)注聚反轉(zhuǎn)現(xiàn)象。繼續(xù)注聚0.24 PV 后，范圍在 0～0.8 μm2/mPa·s流度值頻率整體繼續(xù)減小，說明繼續(xù)注聚0.24 PV后可能無改善效果。流線形成的原因首先受邊水的控制，然后為高滲條帶的影響造成。

3 結(jié)論及建議

目前泌124區(qū)聚合物驅(qū)層系主力小層有一定的優(yōu)勢流場存在，優(yōu)勢流場較弱的區(qū)域也是剩余油富集區(qū)域。造成優(yōu)勢流場形成的主要原因是因油藏的非均質(zhì)性強(qiáng)，在注水開發(fā)中形成局部高滲帶，水淹嚴(yán)重，并形成竄流通道，通過聚合物驅(qū)能一定程度上改善這一問題，但問題并不能得到很好地解決。下一步改善優(yōu)勢流場、挖潛剩余油的方法主要為。

（1）調(diào)剖堵水，對竄流嚴(yán)重的井組進(jìn)行有針對性的調(diào)剖堵水。

（2）差異化注入，采取不同井組不同濃度注入方法擴(kuò)大波及體積，提高驅(qū)替效率。

（3）分層系開發(fā)，緩解合層開發(fā)造成的縱向非均質(zhì)強(qiáng)的矛盾。

（4）加密井網(wǎng)，動用由于井網(wǎng)不完善而形成的剩余油。

［1］何應(yīng)付，尹洪軍，劉莉，等.復(fù)雜邊界非均質(zhì)滲流場流線分布研究［J］.計(jì)算力學(xué)學(xué)報(bào)，2007，24（5）：708－712.

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