程寶慶，祝永甜，張賀舉，陳增裕，高云龍，楊堅(jiān)

(1.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分湛江公司，廣東 湛江 524057；2.廣東石油化工學(xué)院，廣東 茂名 525000)

1 潿洲A油田潿四段開發(fā)現(xiàn)狀

潿洲A油田S井區(qū)潿四段采用注氣開發(fā)，12采2注井網(wǎng)，目前日產(chǎn)油約669 m3/d，氣油比約826 m3/m3；采出程度31.2%，累積注氣8.99×108m3，累積注采比0.73，注氣后累產(chǎn)243.84×104m3。

A11井自2014年8月氣體突破后，氣油比快速上升，產(chǎn)油量下降較快，至2021年3月氣油比達(dá)2 000 m3/m3，氣體無效循環(huán)，日產(chǎn)油從約300 m3/d降至不足100 m3/d，嚴(yán)重影響開發(fā)效果。

潿洲A油田S井區(qū)潿四段A、B、D砂體儲(chǔ)層孔隙度分布在11.85%～18.15%之間，平均孔隙度為15.68%；儲(chǔ)層滲透率分布在2.29～191.62 mD，平均滲透率為64.73 mD，為中低孔-中低滲儲(chǔ)層。潿洲A油田S井區(qū)A3、B7為注氣井，如圖1所示，A3-A11滲透率[1]較好，形成優(yōu)勢滲流通道[2-5]。

圖1 潿四段A、B、D砂體平均滲透率等值線圖

2 儲(chǔ)層非均質(zhì)性評(píng)價(jià)

2.1 層間非均質(zhì)性

層間非均質(zhì)性是指儲(chǔ)層或砂體之間控制流體儲(chǔ)集和流動(dòng)的地質(zhì)因素的差異，包括各種沉積環(huán)境的砂體在垂向上交互出現(xiàn)的規(guī)律性或旋回性，以及作為隔層的泥質(zhì)巖類的發(fā)育和分布規(guī)律，即砂體的層間差異。A3-A11-A12井區(qū)層間滲透率極差在2.91～8.88 mD之間，明顯高于B7-B6-B5井區(qū)的1.22～2.37 mD；層間滲透率突進(jìn)系數(shù)在1.76～2.39，高于B7-B6-B5井區(qū)的1.08～1.47；層間滲透率變異系數(shù)在0.68～1.15，高于B7-B6-B5井區(qū)的0.10～0.43。潿四段A、B、D三個(gè)砂體間的隔夾層厚度在4.7～81 m之間，能對(duì)上下儲(chǔ)層形成分隔。

2.2 平面非均質(zhì)性

平面非均質(zhì)性是指一個(gè)儲(chǔ)層砂體的幾何形態(tài)、規(guī)模、砂體的連續(xù)性，以及砂體內(nèi)孔隙度、滲透率的平面變化所引起的非均質(zhì)性。受沉積時(shí)期物源供給物質(zhì)的差異與水動(dòng)力條件強(qiáng)弱的影響，三個(gè)砂體平面非均質(zhì)性也存在一定差異。A、B、D砂體的滲透率變異系數(shù)分別為1.49、0.76、1.75，滲透率極差分別為156.3、53.5、490.0，滲透率突進(jìn)系數(shù)分別為6.8、2.4、6.5。A、B、D砂體儲(chǔ)層的平面非均質(zhì)性均較強(qiáng)。

2.3 層內(nèi)非均質(zhì)性

層內(nèi)非均質(zhì)性指小層層內(nèi)巖性、物性、含油性等儲(chǔ)層性質(zhì)在垂向上的變化，包括層內(nèi)垂向上滲透率的差異程度、層內(nèi)粒度韻律及滲透率的非均質(zhì)程度、層內(nèi)不連續(xù)薄夾層的分布等[6]。B6、B7井A、D砂體非均質(zhì)性中等偏弱，B砂體非均質(zhì)性較強(qiáng)；A11、A12井三個(gè)砂體非均質(zhì)性整體表現(xiàn)為中等偏弱，如表1所示。整體而言，A3-A11-A12井區(qū)層內(nèi)非均質(zhì)性弱于B7-B6-B5井區(qū)，且A3-A11-A12井區(qū)物性更好，因此注氣效果A3-A11-A12井區(qū)應(yīng)更好，實(shí)際注氣受效結(jié)果也是A3-A11-A12井區(qū)更好。潿四段A、B、D砂體夾層以物性夾層為主，其中A砂體僅有B7、B6井存在泥巖夾層，厚度偏厚，其他部分井存在物性夾層，部分井不存在夾層。

表1 潿洲A油田儲(chǔ)層層內(nèi)滲透率非均質(zhì)性參數(shù)表

3 非均質(zhì)性對(duì)生產(chǎn)的影響

3.1 層間非均質(zhì)對(duì)生產(chǎn)的影響

層間非均質(zhì)的作用體現(xiàn)在小層間的滲透率差異，通過對(duì)地層系數(shù)KH的約束，進(jìn)一步影響生產(chǎn)井層間生產(chǎn)動(dòng)用狀況。如表2所示，滲透率相差不大時(shí)，單根巖心實(shí)驗(yàn)采收率比并聯(lián)巖心高15%左右；并聯(lián)巖心中，滲透率極差在1.7～1.8 mD，并聯(lián)巖心中滲透率高的巖心比滲透率低的巖心驅(qū)油效率高22.7%～25.3%。

表2 單根巖心與并聯(lián)巖心驅(qū)油結(jié)果(衰竭后氣驅(qū))

如圖2所示，以注氣井A3井為例，采油井A11井D砂體未射孔前，主要受效層位為B砂體，其厚度明顯大于A砂體，B砂體物性也比A砂體好；A11井D砂體射孔生產(chǎn)后，主要受效層位為D砂體，主要是D砂體物性遠(yuǎn)好于A、B砂體，其滲透率是B砂體的2.7倍，這與并聯(lián)巖心驅(qū)油結(jié)果一致，也與A3井監(jiān)測的注氣剖面一致。

圖2 過A3、A11、A12井連井剖面圖

3.2 平面非均質(zhì)對(duì)生產(chǎn)的影響

不同沉積相帶的滲透率差異造成平面的非均質(zhì)性。從A3井注氣后，在A3井東北部的構(gòu)造高部位新鉆井A4、A5井潿四段A、B、D砂體測井解釋為氣層，可以看出，注入氣率先在高部位形成次生氣頂，如圖3所示，然后沿相對(duì)的高滲條帶驅(qū)替原油，隨著高部位氣頂?shù)男纬?，逐漸向低部位驅(qū)替原油，形成優(yōu)勢滲流通道(A3～A11)，進(jìn)而影響平面驅(qū)油效率和波及效率。從圖1可以看出，在A3～A11井一帶存在相對(duì)的高滲條帶，根據(jù)目前生產(chǎn)井氣油比分析，A3井注入氣向A11井方向推進(jìn)速度較快，實(shí)際生產(chǎn)動(dòng)態(tài)資料表明A11井氣油比上升較快。

圖3 S井區(qū)潿四段A、B、D砂體生產(chǎn)氣油比等值線圖

3.3 層內(nèi)非均質(zhì)對(duì)生產(chǎn)的影響

不同巖性的巖石在縱向上以不同的方式組合，形成不同類型的沉積韻律，注氣開發(fā)時(shí)，由于油、氣的重力差異，沉積韻律不同，氣驅(qū)特征也不同。正韻律油層為滲透率下高上低，氣油比上升慢，油層縱向氣驅(qū)厚度大；反韻律油層為滲透率下低上高，氣驅(qū)時(shí)氣油比上升快，縱向上氣驅(qū)厚度小。

如圖4所示，以注氣井B7井為例，B5、B7、B6井A砂體韻律均不同，其驅(qū)替效率各異。其中B7井A砂體為反韻律油層，上部油層物性優(yōu)于下部，是主要吸氣部位，在B7井注氣，會(huì)在高部位形成氣頂；B5井位于構(gòu)造高部位，且B5井A砂體為正韻律油層，下部油層物性優(yōu)于上部油層，在B7井注氣后可以增加氣驅(qū)厚度，提升驅(qū)油效果；B6井A砂體為反韻律油層，滲透率下低上高，由于B6處于研究的構(gòu)造低部位，在注氣過程中容易形成高部位氣頂，其高部位的氣頂向下驅(qū)替原油，進(jìn)而提高采收率。綜合構(gòu)造、A砂體油層韻律類型分析表明，注氣后受效明顯的首先是B5井，B7井B砂體注氣量少于A砂體，D砂體注氣量較少，可忽略不計(jì)。

B5井A、B砂體的構(gòu)造部位、儲(chǔ)層物性條件均優(yōu)于B6井，在B7井注氣過程中，B5井更容易受效，注氣理論分析結(jié)果與實(shí)際生產(chǎn)動(dòng)態(tài)一致。

4 結(jié)論

(1)潿洲A油田注氣井(如A3井)層間非均質(zhì)性較強(qiáng)，層間矛盾更突出，易存在吸氣不均勻的現(xiàn)象，與A3井監(jiān)測的注氣剖面一致。生產(chǎn)井層間非均質(zhì)性較強(qiáng)，主要受效層位是高滲層，也與實(shí)驗(yàn)結(jié)果一致(氣驅(qū)實(shí)驗(yàn)并聯(lián)巖心中滲透率高的巖心比滲透率低的巖心驅(qū)油效率高22.7%～25.3%)。

(2)A3、B7井注入氣率先在高部位形成次生氣頂，然后沿相對(duì)的高滲條帶(A3～A11)驅(qū)替原油，隨著高部位氣頂?shù)男纬桑饾u向低部位驅(qū)替原油，形成優(yōu)勢滲流通道(A2～A11)，進(jìn)而影響平面驅(qū)油效率及波及效率。

(3)正韻律油層(如B5井潿四段B砂體)滲透率下高上低，油層縱向氣驅(qū)厚度大，氣油比上升慢，驅(qū)油效率相對(duì)較高。