張麗娜

（中國(guó)石油遼河油田勘探開發(fā)研究院稀油開發(fā)所，遼寧盤錦 124010）

儲(chǔ)層非均質(zhì)性是在沉積、成巖及構(gòu)造演化過(guò)程中形成的，是影響低滲透油藏儲(chǔ)量動(dòng)用程度的關(guān)鍵因素[1]。在探究?jī)?chǔ)層非均質(zhì)性的前提下，把握相對(duì)差層的動(dòng)用，對(duì)提高水驅(qū)效果顯得尤為重要[2-4]。

1 實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)

本次實(shí)驗(yàn)以研究區(qū)實(shí)驗(yàn)井組為研究對(duì)象。經(jīng)統(tǒng)計(jì)巖心平均孔隙度為 12.47%，平均氣測(cè)滲透率為0.360 0×10–3μm2，平均液測(cè)滲透率為 0.108 3×10–3μm2，滲透率級(jí)差為22。

圖1 實(shí)驗(yàn)裝置流程

實(shí)驗(yàn)采用SLZ裝置，可對(duì)實(shí)驗(yàn)井組的9塊巖心進(jìn)行組合實(shí)驗(yàn)研究，模擬注采井組間水驅(qū)波及特征。進(jìn)口處選用流量控制器分別以 0.2，0.4，0.8，1.2 mL/min的速度進(jìn)行驅(qū)替。為縮小誤差，出口處選用1 mL量程毛管進(jìn)行油水分離計(jì)量，模擬合注分采、單注單采及逐層關(guān)閉的開發(fā)方式，探討滲透率級(jí)差對(duì)非均質(zhì)油藏開采的影響。從平面非均質(zhì)性入手，所選巖心依照?qǐng)D1分布形式排列組合，探討注入流體推進(jìn)方向以及見水時(shí)間。將所有巖心分別加壓飽和鹽水及原油，按照井組分布順序放入實(shí)驗(yàn)裝置進(jìn)行驅(qū)替實(shí)驗(yàn)。

2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果

2.1 層間非均質(zhì)性

觀察驅(qū)替過(guò)程中高、中滲層在含水達(dá)到98%時(shí)，不同注入速度下的低滲層采出狀況及壓力變化，對(duì)注驅(qū)效果進(jìn)行分析[5-7]。將實(shí)驗(yàn)巖心按照滲透率大小由高至低劃分為高、中、低滲三組（表 1）。以 0.2 mL/min的速率注水，當(dāng)高滲層出口含水率達(dá)到98.1%時(shí)，測(cè)得高、中、低滲層采出程度依次為 47.6%、29.8%、5.3%。關(guān)閉高滲層，以相同速度繼續(xù)注驅(qū)中、低滲層，在中滲層含水率上升至98%時(shí)，測(cè)得采出程度依次為40.7%，12.7%。再以該速度對(duì)低滲層進(jìn)行單獨(dú)注驅(qū)，測(cè)得采出程度為29.8%。同樣，再以其它注驅(qū)速度進(jìn)行注驅(qū)，在巖心出口含水率達(dá)到98%時(shí)依次關(guān)井，得到實(shí)驗(yàn)結(jié)果（表2）。實(shí)驗(yàn)表明，由于儲(chǔ)層層間非均質(zhì)性的存在，合注過(guò)程中大部分水進(jìn)入吸水性好的高滲層，而低滲層吸水量極小，進(jìn)而造成各層動(dòng)用程度及采出程度的不均衡。儲(chǔ)層物性好，吸水好、動(dòng)用程度高、采出程度高；儲(chǔ)層物性差，吸水差、動(dòng)用程度低，采出程度低、剩余油相對(duì)較富集。

從表2數(shù)據(jù)也可清晰看到，高、中、低滲組的采出程度隨注驅(qū)速度的升高而提高，滲流阻力則隨各層壓力的升高及滲透率的下降而變大。合注過(guò)程中，由于非均質(zhì)性的存在，在驅(qū)替速度上升時(shí)開啟高滲層則會(huì)導(dǎo)致滲流阻力較大的低滲層壓力下降，大部分水快速涌入高滲層，進(jìn)而造成低滲層難以動(dòng)用。而當(dāng)高滲層實(shí)施封堵措施后，層間干擾程度減小，進(jìn)而層間非均質(zhì)性相對(duì)減弱，有更多的流體進(jìn)入了低滲層，從而提高了低滲層的壓力及驅(qū)替效果。

表1 各滲透率模擬層組合方式

表2 實(shí)驗(yàn)參數(shù)對(duì)比

2.2 平面非均質(zhì)性

滲透率的平面非均質(zhì)性直接影響了注入井與生產(chǎn)井間的流體推進(jìn)方向以及井組注采效果。鑒于水驅(qū)油過(guò)程處于同一個(gè)壓力體系中井間彼此影響，其驅(qū)油效率的變化也表征了低滲油藏中平面非均質(zhì)性對(duì)于采油速率及波及系數(shù)的影響。將井組中各巖心的滲透率參數(shù)同非均質(zhì)油藏水驅(qū)前緣理論相結(jié)合探討剩余油分布規(guī)律和動(dòng)用狀況。

由于平面非均質(zhì)性的存在，注采井間的滲透率分布差異明顯，進(jìn)而影響了主流線方向，因此在計(jì)算水驅(qū)前緣分布過(guò)程中，有必要進(jìn)行分區(qū)考慮。根據(jù)延長(zhǎng)低滲透油田某井組注水分區(qū)實(shí)際，將井組區(qū)域的儲(chǔ)層劃分為9個(gè)，區(qū)域分列計(jì)算（圖2）。根據(jù)文獻(xiàn)提供的適用于非均質(zhì)油藏的水驅(qū)前緣計(jì)算公式。將實(shí)驗(yàn)的9塊巖心的相滲曲線依次進(jìn)行處理，計(jì)算各區(qū)域前緣含水飽和度、含水率，隨后根據(jù)各區(qū)域前緣含水飽和度差值計(jì)算相應(yīng)水相及油相相對(duì)滲透率，得到吸水分布結(jié)果（圖2）。

根據(jù)計(jì)算結(jié)果可知，前緣運(yùn)動(dòng)方向如圖3所示，

圖2 各區(qū)域吸水分布

結(jié)合井組實(shí)際井距及公示推導(dǎo)前緣動(dòng)態(tài)，預(yù)測(cè)經(jīng)水驅(qū)開發(fā)1年，首先波及到J5井，在接下來(lái)的驅(qū)替進(jìn)程里，經(jīng)5年時(shí)間前緣波及至J3、J8、J9井。從巖心的相應(yīng)區(qū)域可得出，前緣波及方向同滲透率分布的關(guān)系影響著注入水的波及范圍及剩余油的分布。

2.3 主要指標(biāo)變化

2.3.1 采油速度

圖3 井組水驅(qū)前緣疊合

在高、中、低滲三類巖心中各取三塊為實(shí)驗(yàn)對(duì)象，所測(cè)結(jié)果如圖4～6，其中，橙色線表示見水時(shí)間，表明在各滲透層巖心見水后，采油速度逐步變小。尤其是在高滲透巖心，注入水的過(guò)早突竄，使得驅(qū)替效率迅速下降，采油速度也迅速下降。而采取調(diào)整措施后的低滲透巖心則可保持相對(duì)穩(wěn)定的采油速度。

圖4 高滲層巖心采油速度變化

圖5 中滲層巖心采油速度變化

圖6 低滲層巖心采油速度變化

2.3.2 波及系數(shù)

水驅(qū)體積波及系數(shù)低是造成驅(qū)替效率差的主要原因。根據(jù)文獻(xiàn)提供的水驅(qū)波及系數(shù)計(jì)算公式，得到低滲層巖心水驅(qū)波及系數(shù)平均僅為0.3，鑒于滲透率級(jí)差高達(dá)22，說(shuō)明縱向上層間矛盾較為突出，縱向上驅(qū)替優(yōu)先動(dòng)用高滲透儲(chǔ)層，剩余油主要分布在物性較差層及平面上物性較差區(qū)域。

3 結(jié)論

（1）對(duì)于層間非均質(zhì)性明顯的油藏，合注則會(huì)導(dǎo)致低滲透儲(chǔ)層中剩余油富集，且非均質(zhì)性越嚴(yán)重剩余油越富集，應(yīng)采取分層注水的生產(chǎn)方式。

（2）實(shí)驗(yàn)中，在提高注驅(qū)速度時(shí)打開高滲層，造成低滲層壓力下降，不利于低滲層的動(dòng)用。反之，在提升注驅(qū)速度時(shí)封堵高滲層可提升低滲層的壓力，使得低滲層中的原油盡可能的被驅(qū)替。因此，細(xì)分層系注水開發(fā)可提高層間非均質(zhì)性油藏的采出程度。

（3）巖心見水后，采油速度快速下降，高滲透層巖心尤為明顯；9塊巖心中低滲層巖心波及系數(shù)平均為0.2，剩余油依然較富集。

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