姚秀田，蓋麗鵬，崔傳智，吳忠維，3，4，王春雪，馬軍

(1.中國石化勝利油田分公司孤島采油廠，東營 257231；2.中國石油大學(xué)(華東)石油工程學(xué)院，青島 266580；3.長江大學(xué)石油工程學(xué)院，武漢 430100；4.長江大學(xué)油氣鉆采工程湖北省重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，武漢 430100)

GD油田中一區(qū)Ng3單元11-檢11井區(qū)自1971年投產(chǎn)以來，經(jīng)歷了水驅(qū)、聚合物驅(qū)、后續(xù)水驅(qū)及非均相復(fù)合驅(qū)等多種驅(qū)替方式開發(fā)[1-5]。多種驅(qū)替方式后的儲層物性及剩余油分布已發(fā)生變化，探索多種驅(qū)替方式后的儲層物性及剩余油分布變化規(guī)律對高含水期油藏進(jìn)一步挖潛，特別是GD油田中一區(qū)Ng3單元的進(jìn)一步穩(wěn)產(chǎn)、增產(chǎn)具有重要意義，同時(shí)對類似油藏開發(fā)具有一定的借鑒作用。

目前關(guān)于聚合物驅(qū)[6-12]、非均相復(fù)合驅(qū)[13-16]后的剩余油分布、參數(shù)優(yōu)選等的研究很多,但這些研究多為單獨(dú)研究各驅(qū)替方式的驅(qū)油效果、剩余油分布等，較少涉及多種驅(qū)替方式。張卓等[17]利用單根巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)、雙管并聯(lián)巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)研究了非均相復(fù)合驅(qū)油體系的長期熱穩(wěn)定性與驅(qū)油效果，結(jié)果表明：非均相復(fù)合驅(qū)油體系注入性好，能夠在高強(qiáng)度聚合物驅(qū)后進(jìn)一步提高采收率16.93%。王正欣等[18]針對聚合物驅(qū)后油藏儲層非均質(zhì)矛盾加劇、剩余油分布更加分散的問題，設(shè)計(jì)一種由聚合物、黏彈顆粒驅(qū)油劑(PPG)和高效表面活性劑組成的非均相復(fù)合體系，開展了驅(qū)劑優(yōu)選、熱穩(wěn)定性評價(jià)及注入方式優(yōu)化；實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，注入非均相復(fù)合體系可以在聚驅(qū)后進(jìn)一步提高采收率27.8%。以上研究為聚合物驅(qū)替后進(jìn)行非均相復(fù)合驅(qū)，并研究了驅(qū)油效果；這些研究雖然涉及多種驅(qū)替方式，但是并沒有對多種驅(qū)替方式開發(fā)后的儲層物性及剩余油進(jìn)行研究。

為此，選取GD油田中一區(qū)Ng3單元11-檢11井區(qū)為研究對象，綜合利用密閉取芯井及開發(fā)動態(tài)資料，研究多種驅(qū)替方式后儲層物性及剩余油分布特征，認(rèn)識多種驅(qū)替方式后的儲層物性變化規(guī)律和剩余油分布狀況，為多種驅(qū)替方式后的油藏進(jìn)一步提高采收率提供理論基礎(chǔ)。

1 研究區(qū)概況與開發(fā)歷程簡述

選取孤島油田中一區(qū)Ng3中部中11-檢11井區(qū)為研究對象，該井區(qū)位于孤島油田中一區(qū)Ng3單元中部，左鄰孤島油田西區(qū)Ng3～4單元，右鄰孤島油田中二區(qū)Ng3～4單元。從目標(biāo)井區(qū)取芯井的近 1 500 塊樣品的物性分析可知，目標(biāo)井區(qū)儲層為高孔高滲，儲層孔隙度在20.5%～44.6%，平均孔隙度為36.7%；滲透率為100～14 700 mD，平均滲透率達(dá)到2 589 mD。目標(biāo)井區(qū)儲層韻律性很復(fù)雜，包括正韻律、復(fù)合正韻律及均質(zhì)層，其中以正韻律約占30%、復(fù)合正韻律約占57%。

目標(biāo)井區(qū)目前已經(jīng)歷了近50年的開發(fā)，1971年10月投產(chǎn)，1974年9月投入注水開發(fā)，此時(shí)采出程度為2.61%；1992年9月開展了聚合物先導(dǎo)試驗(yàn)，并于1994年12月開展了聚合物擴(kuò)大試驗(yàn)，此時(shí)采出程度37.14%；2004年陸續(xù)轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)，此時(shí)采出程度為45.05%；2010年10月開展了非均相復(fù)合驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)，此時(shí)采出程度為55.17%；2015年12月底再轉(zhuǎn)入后續(xù)水驅(qū)，此時(shí)采出程度為57.54%(表1)。分析可知，目標(biāo)井區(qū)經(jīng)歷了注水、注聚、非均相復(fù)合驅(qū)等多種驅(qū)替方式開發(fā)，多種驅(qū)替方式開發(fā)后的儲層物性如何變化、剩余油如何分布對該類水驅(qū)油藏的進(jìn)一步提產(chǎn)具有重要意義。

表1 目標(biāo)井區(qū)開發(fā)歷史

2 聚合物驅(qū)后儲層物性變化及剩余油分布特征

對聚驅(qū)前后的取芯樣品進(jìn)行分析，認(rèn)識聚合物前后的儲層物性變化，同時(shí)結(jié)合礦場動態(tài)資料、數(shù)模資料等，分析了聚合物驅(qū)后的剩余油分布特征。

渤108井為1972年該井區(qū)的取芯井，代表聚合物驅(qū)前的儲層情況。以渤108取芯井樣品為例的聚合物驅(qū)前的儲層滲透率和孔隙度分別如表2、圖1所示?？梢钥闯鯪g3砂層組孔隙度主要分布在35%～37%，平均35.4%，平均滲透率為1 577 mD。其中，Ng33平均滲透率為1 772 mD，頂部最小滲透率只有125 mD，底部最大滲透率為7 390 mD，滲透率級差為59.1；Ng35平均滲透率為1 741 mD，頂部最小滲透率只有344 mD，底部最大滲透率為 12 166 mD，滲透率級差為35.4，而縱向總滲透率級差達(dá)到26.2。通過統(tǒng)計(jì)礦場動態(tài)資料、數(shù)模資料等可知，Ng3層平均含油飽和度為56.6%。

圖1 聚合物驅(qū)前的孔隙度分布(渤108取芯井)

表2 聚合物驅(qū)前的儲層滲透率(渤108取芯井)

中14-斜檢11井、中14-檢10井及中13-斜檢9井為2008年該井區(qū)的取芯井，這些取芯井巖心樣品物性反應(yīng)了聚合物驅(qū)后的儲層物性。表3、圖2分別為以該三口取芯井巖心樣品為例的儲層滲透率和孔隙度?？梢钥闯?，聚合物驅(qū)后的儲層孔隙度主要分布在38%～42%，平均38.7%，平均滲透率為2 743 mD；其中，Ng33平均滲透率2 633 mD，頂部最小滲透率只有171 mD，底部最大滲透率 9 990 mD，滲透率級差58.4，而Ng35平均滲透率 3 360 mD，頂部的最小滲透率只有231 mD，底部最大滲透率 9 290 mD，滲透率級差40.2，而縱向上總滲透率級差達(dá)到了58.4。

圖2 聚合物驅(qū)后的孔隙度分布

表3 聚合物驅(qū)后的儲層滲透率(14-斜檢11井、中14-檢10井及中13-斜檢9井)

對比分析聚合物驅(qū)前后的儲層物性可知：總體上看，與聚合物驅(qū)前相比，聚合物驅(qū)后的滲透率級差變小，儲層非均質(zhì)性得到了一定改善；孔隙分布右移，儲層孔隙度變大。這是由于聚驅(qū)堵塞了高滲通道，使水從其他孔道流向生產(chǎn)井，剝蝕其他孔道的易動顆粒，增加儲層孔隙度、改善儲層的非均質(zhì)性。從各層位的角度看，聚合物驅(qū)后各層位的平均滲透率都有不同程度的增加，且處于下部的Ng35層位滲透率級差增加，其他層位的滲透率級差均減小，即：底部層位儲層非均質(zhì)性在聚合物驅(qū)后進(jìn)一步增強(qiáng)，而其他部分層位的儲層非均質(zhì)性減弱。

聚驅(qū)后的三口取芯井分別位于井網(wǎng)的油井井排間(中13-斜檢9)、水井井排間(中14-斜檢11)、油水井井排間(中14-檢10)，根據(jù)取芯井位置，結(jié)合油藏?cái)?shù)值模擬資料，對目標(biāo)井區(qū)聚合物驅(qū)后的剩余油分布規(guī)律進(jìn)行了研究，結(jié)果表明：在平面上，分流線飽和度略高于主流線，其中主流線平均驅(qū)油效率56.0%，平均含油飽和度33.7%；而分流線平均驅(qū)油效率為50.4%，平均含油飽和度37.7%，含油飽和度比主流線高4.0%。在縱向上，由于正韻律底部滲透率高、水洗較強(qiáng)，剩余油富集區(qū)主要位于正韻律的頂部，頂部 20%～40% 厚度的儲層水洗較弱。

由取芯井資料可知：對于復(fù)合正韻律儲層，分段水洗明顯，各韻律段中下部水洗較強(qiáng)，且相對弱水洗厚度占30%以上。以孤島中13-斜檢9井Ng33復(fù)合正韻層為例(表4)，分為2個韻律段，各韻律段均表現(xiàn)為上部水淹較弱，剩余油富集，見水厚度比例占34.3%，層內(nèi)剩余油分布差異與聚驅(qū)前相比進(jìn)一步加大。

表4 中13-斜檢9井Ng33復(fù)合正韻律水淹狀況

3 非均相復(fù)合驅(qū)后儲層物性變化及剩余油分布特征

中12-斜檢3011井為2015年該井區(qū)的取芯井，該井巖芯物性代表非均相驅(qū)后的儲層物性。非均相驅(qū)后的孔隙度分布如圖3所示，可以看出，孔隙度主要分布在38%～42%，平均37.9%。非均相驅(qū)后的儲層平均滲透率為4 116 mD，其中Ng33平均滲透率1 836 mD，頂部的最小滲透率僅71 mD，底部最大滲透率13 500 mD，滲透率級差為189.6；Ng35平均滲透率6 659 mD，頂部的最小滲透率僅 194 mD，底部最大滲透率21 800 mD，滲透率級差112.4；各層平均滲透率的滲透率級差達(dá)到306.2，如表5所示。

圖3 非均相驅(qū)后的孔隙度分布(中12-斜檢3011取芯井)

表5 非均相驅(qū)后的滲透率分布(中12-斜檢3011井)

對比非均相復(fù)合驅(qū)前的孔隙度(圖2)與滲透率分布(表2)可知，非均相復(fù)合驅(qū)前后的儲層孔隙度均主要分布在38%～42%，孔隙度分布變化差異小。但非均相復(fù)合驅(qū)前后的儲層滲透率發(fā)生了顯著性變化，非均相復(fù)合驅(qū)后的儲層滲透率級差遠(yuǎn)大于非均相復(fù)合驅(qū)前的滲透率級差，也就是說非均相復(fù)合驅(qū)后儲層的非均質(zhì)性均變強(qiáng)。這是由于，非均相在注入儲層后，受儲層韻律性影響，優(yōu)先占據(jù)、暫時(shí)堵塞底部儲層，使水改向驅(qū)替上部儲層，上部儲層長期水洗導(dǎo)致儲層顆粒運(yùn)移，非均質(zhì)性增強(qiáng)；但非均相在底部儲層堵塞失效后，水繼續(xù)沖刷底部儲層，使底部儲層的非均質(zhì)性也增強(qiáng)。分析可知，非均相復(fù)合驅(qū)能夠在一定程度上動用正韻律儲層的頂部剩余油。

研究區(qū)在實(shí)施非均相復(fù)合驅(qū)后，采收率進(jìn)一步提高、且超過60%；總體含油飽和度降低明顯，但仍有剩余油存在，且韻律層內(nèi)剩余油差異減小：Ng35層平均含油飽和度為28.1%，Ng35層內(nèi)含油飽和度主要分布區(qū)間為20%～30%。對夾層附近，局部層段剩余油飽和度可高達(dá)38.7%，仍具有進(jìn)一步提高采出程度的基礎(chǔ)；而在滲透率較高的韻律層底部井段含油飽和度普遍在20%以下，這類高滲透低飽和度層段為高耗水層帶，是注水無效循環(huán)的重要通道。

分析可知，對于正韻律儲層，多種驅(qū)替方式后儲層頂部剩余油得到了一定程度的動用，但仍然具有開發(fā)潛力，且多種驅(qū)替方式后的儲層非均質(zhì)性增強(qiáng)、正韻律儲層底部高耗水條帶發(fā)育，因此建議在接下來的水驅(qū)開發(fā)工作中重點(diǎn)開展高耗水條帶的定量表征與治理，以進(jìn)一步提高水驅(qū)采出程度。

4 結(jié)論

(1)與聚合物驅(qū)前相比，聚合物驅(qū)后的儲層非均質(zhì)性得到了一定改善、且儲層孔隙度變大。對正韻律儲層，聚合物驅(qū)后底部層位儲層非均質(zhì)性在聚合物驅(qū)后進(jìn)一步增強(qiáng)，而其他部分層位的儲層非均質(zhì)性減弱。對于復(fù)合正韻律儲層，分段水洗明顯，各韻律段中下部水洗較強(qiáng)，各韻律段上部水洗弱、剩余油富集。

(2)非均相復(fù)合驅(qū)前后的儲層孔隙度分布變化差異小，但非均相復(fù)合驅(qū)前后的儲層滲透率發(fā)生了顯著性變化，非均相復(fù)合驅(qū)后儲層的非均質(zhì)性均變強(qiáng)。

(3)非均相復(fù)合驅(qū)時(shí)非均相(聚合物+PPG)初期對極端耗水層帶具有封堵作用，提高采出程度；但隨著段塞的延長，封堵作用失效或又形成了新的極端耗水層帶，導(dǎo)致儲層非均質(zhì)性比非均相復(fù)合驅(qū)前進(jìn)一步加大。