梁 斌，任瑞川，程 琦，曾濟楚

（中國石油大港油田分公司第五采油廠，天津 300280）

隨著油田長期開發(fā)生產，我國各主力油田均已進入高含水或特高含水開采期，開采難度增大，產量遞減隨之增大，而且后備儲量不足，國內石油供求矛盾日益突出。非均質油藏的水驅采收率一般30%～40%，大部分原油仍殘留在地下[1-3]，在經(jīng)濟條件允許的前提下追求更高的油氣采收率，是油田開發(fā)工作的核心。由于地層滲透率和孔隙結構的非均質性、驅替介質與地層流體黏度比以及井網(wǎng)的關系，使得注入介質不可能波及到整個油藏體積，剩余油主要存在于低滲透層內、水繞流帶中及局部不滲透遮擋處[4-7]。即使所波及到的區(qū)域，也不可能將原油全部驅趕走，注水波及區(qū)域內仍存在殘余油[8，9]。本文應用油藏數(shù)值模擬方法開展油藏滲流影響因素研究，通過三維非均質儲層模型進行水驅、化學驅模擬分析，進一步深化剩余油分布規(guī)律及化學驅提高采收率機理研究，將油藏開發(fā)動態(tài)研究從定性向定量轉變，對油藏高效管理、剩余油分布規(guī)律認識及三次采油方案部署、優(yōu)化具有理論指導意義。

1 驅替介質對油水滲流特征影響

1.1 油藏地質模型設計

根據(jù)港西油田一區(qū)開發(fā)單元的地質、油藏及開發(fā)動態(tài)資料，建立具有相似特征的多層非均質油藏地質模型，油藏埋深1 100 m，油藏形狀為寬長均900 m、面積0.81 km2的正方形斷塊非均質油藏，油藏孔隙度30%。縱向發(fā)育三個單砂層，每個模擬層厚1 m，沉積韻律為正韻律，1～8 模擬層為低滲層，平均滲透率為30×10-3μm2，9～16 模擬層為中滲儲層，平均滲透率為350×10-3μm2，17～24 模擬層為高滲模擬層，平均滲透率為1 501×10-3μm2，各單砂層垂向變異系數(shù)為0.5。地層原油黏度14 mPa·s，地面原油密度0.921 g/cm3，原始地層壓力10.5 MPa，地質儲量370.5×104t。

基于地質模型建立五點注采井網(wǎng)（見圖1），設計水井數(shù)9 口，油井數(shù)16 口，其中油井井距300 m，注采井距212 m，形成9 注16 采的井網(wǎng)，開展數(shù)值模擬。結合港西一區(qū)開發(fā)單元平均注采液量，考慮注采平衡，單井注入速度90 m3/d，總注入量810 m3/d；單井產液速度50.6 m3/d，總產出量810 m3/d。

圖1 五點井網(wǎng)及油藏地質模型

1.2 驅替介質對滲流特征的影響

油藏水驅開發(fā)進入高采出程度、高含水階段，進行化學驅可以有效提高采收率?；瘜W驅過程中，高滲透層首先見效，由于長期水驅導致其具有高采出程度、高水淹程度的特點，殘余油以油滴形式存在，化學驅的驅油特征以驅替液夾帶小油滴向前運移。低滲透油藏見效時間略晚，由于其采出程度低、含水低，剩余油較為富集，其化學驅以驅替液推動著高黏聚合物驅油段塞向前移動，具有活塞式特征，在化學驅段塞前形成了含油富集帶。由于聚合物的較高黏度，在多孔介質中滲流時比注入水具有更大的滲流阻力，當聚合物段塞進入高滲層之后，降低了水相滲透率，從而抑制了注入水沿著高滲透層的指進現(xiàn)象，調整吸水剖面，迫使注入水進入到滲透率低的相對低滲層，提高了相對低滲層的吸水能力。

基于多層非均質油藏開展數(shù)值模擬分析（見圖2），在注水開發(fā)含水達到90%時，注入0.3 PV 化學劑段塞，化學劑用5 000 mg/L 的聚合物母液與地層水按照一定比例配制成濃度為2 000 mg/L 稀釋液，再加入3.5 g 的表面活性劑配制而成，后續(xù)恢復注水0.7 PV 進行化學驅開發(fā)，待含水恢復至化學驅前含水時停止開發(fā)。注水開發(fā)階段，注入水在層內/層間優(yōu)先進入高滲層，并沿高滲通道更快突破至受益油井，造成油井產出高含水。高含水期剩余油主要分布在相對低滲層、井間及儲層中上部?；瘜W驅階段，隨著注入化學劑段塞及后期恢復水驅，驅替介質沿高滲層指進現(xiàn)象得到明顯改善，擴大了波及范圍，中低滲層潛力得以有效啟動，較大程度提升了油氣最終采收率。

圖2 水驅-化學驅油藏數(shù)值模擬剩余油分布圖

聚合物濃度越大，驅替液與地層流體的黏度比越高，驅替壓力梯度越高，相對中低滲層吸水能力越好。從數(shù)值模擬結果看，隨著驅替液黏度的上升，采收率提高幅度呈上升趨勢（見圖3），驅替介質與原油黏度比超過1.25 以后上升趨緩。隨著驅替液黏度的上升，注入井壓力持續(xù)上升（見圖4），易存在注不進、注入壓力超過地層破裂壓力的風險，驅替液黏度的選擇應根據(jù)實際情況合理選擇。

圖3 不同黏度比下采收率對比

圖4 不同黏度比下井底流壓對比

2 非均質性對油水滲流特征的影響

儲層非均質性普遍存在，由于沉積和成巖后生作用的差異，其巖石礦物組成、基質含量、膠結物含量均不相同，影響到孔隙形狀和大小及儲層物性的變化，形成儲層層內、層間的非均質性[10]。儲層的滲透率是影響油田開發(fā)的重要因素，油藏注入開發(fā)過程中，儲層的非均質性研究對提高采收率至關重要。

2.1 層內非均質的影響

非均質程度越低，注水開發(fā)，油層吸水剖面越均勻，水驅開發(fā)效果越好；非均質程度越高，注水易沿著相對高滲層推進，生產井含水上升的時機越早，綜合含水率越高，水驅階段采出程度越低。

非均質程度越高的油藏，由于層內水驅動用程度差異大，整體水驅開發(fā)效果較差，對于化學驅來說是提高采收率的有利因素，通過封堵高滲層、高水淹層來啟動相對低滲儲層，從而實現(xiàn)產吸剖面反轉，低滲油層得到有效動用。從非均質程度分別為0.3 和0.7 的兩個模型模擬結果對比（見圖5），非均質程度0.7 的模型水驅波及范圍更小，進入化學驅階段，低滲層波及范圍增大，油藏采收率得到顯著提高。一般油藏相對均質的儲層較少，非均質程度往往大于0.5，因此對于大多數(shù)油藏都具備化學驅的潛力。

圖5 不同非均質程度水驅-化學驅剩余油分布圖

2.2 層間非均質的影響

注入水進入油層首先沿著高滲層推進，層間級差越大，在高滲層推進越快，油藏進入高含水-特高含水時機越早，最終采出程度越低。隨著層間級差的增加，層間開發(fā)矛盾愈發(fā)突出（見圖6），層間級差大于10 以后，中低滲層基本難以動用，注入水主要沿著高滲突進至生產井，導致低效-無效水比例上升，降低油藏整體注水利用率。

圖6 不同層間級差水驅階段剩余油分布圖

層間級差越小，越利于化學驅調整層間開發(fā)矛盾，改善產吸剖面，化學驅有效期越長，最終采收率越高。層間級差越大，化學驅調整潛力越大，化學驅期間含水下降幅度越大，但是有效期縮短。提高驅替液與地層原油的黏度比，有利于封堵高滲層，擴大中低滲層的動用。

2.3 沉積韻律的影響

對于正韻律油藏，由于下部滲流能力好于上部，同時疊加了油水密度差的影響，注入水更容易進入油藏底部高滲砂體進行驅替，吸水剖面不均勻。隨著注入水量的持續(xù)增加，注入水在優(yōu)先沿底部高滲通道更快突破至受益油井，造成油井產出高含水。受縱向儲層非均質性及注采井網(wǎng)的影響，高含水期剩余油主要分布在相對低滲層（層間）、儲層中上部砂體（層內）、井間（井網(wǎng)控制差）。

反韻律油藏開發(fā)指標上生產井見水時期晚于正韻律油藏。在油水密度差的影響下，反韻律油層各分層間的矛盾會變得緩和，油藏水驅波及效率及其縱向各油層采出程度均高于正韻律油藏，反韻律油藏末期剩余油主要富集在儲層下部，尤其是生產井下部剩余油飽和度明顯較高。從數(shù)值模擬水驅效果對比（見圖7）看，油藏水驅油末期，反韻律較正韻律剩余油分布顯著較少，油氣采收率及儲量采出程度更好。

圖7 反、正韻律油藏水驅末期剩余油分布對比圖

化學驅階段，注入的化學驅溶液大部分進入高滲透層，正韻律油藏下部層位進入的驅替液多，同時注入的中上層的驅替液因受重力分異作用滲透到下層，從而使正韻律油藏的開發(fā)矛盾比反韻律油藏能得到更好改善。在相同條件下，化學驅對正韻律油藏的作用效果要好于反韻律油藏。

3 結論

（1）水驅階段，注入水優(yōu)先波及高滲層，階段末剩余油主要富集在中低滲層。進入化學驅階段，儲層非均質程度越高，層間級差越大，化學驅所能激活的潛力越大，化學劑優(yōu)先進入高滲層，起到封堵調剖作用，促使相對低滲層潛力得到有效動用，較大程度提高了油氣采收率。

（2）聚合物濃度越大，驅替液與地層流體的黏度比越高，相對中低滲層吸水能力越好，采收率提高幅度呈上升趨勢，但隨著驅替液黏度的上升，注入井壓力持續(xù)上升，存在注不進、注入壓力超過地層破裂壓力的風險，因此在保障最佳驅替效果的同時，驅替液黏度的選擇應根據(jù)實際情況合理選擇。

（3）在相同條件下，化學驅對正韻律油藏的作用效果要好于反韻律油藏。注水開發(fā)過程，受油水密度差的影響，注入水更容易進入油層底部。高含水期，正韻律油藏剩余油主要分布在相對低滲層、儲層中上部及井間水驅未波及區(qū)，反韻律油藏剩余油主要富集在儲層下部。通過化學驅，正韻律油藏的開發(fā)矛盾比反韻律油藏能得到更好改善。