多層非均質反韻律稠油油藏水驅界限實驗研究

劉　斌，喻秋蘭，宮平志，鄧景夫

（中海石油（中國）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津　300452）

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多層非均質反韻律稠油油藏水驅界限實驗研究

劉斌，喻秋蘭，宮平志，鄧景夫

（中海石油（中國）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津300452）

摘要：渤海某油田為反韻律油藏，層內縱向非均質性嚴重，滲透率級差大，正確判斷水驅界限能夠有效避免注入水的無效循環，對后期調整措施具有重要的指導意義。本文根據該油田地質油藏特征，利用人造物理模型制作技術制作內置微電極物理模型，并進行水驅油實驗，從而明確縱向非均質性對剩余油分布規律的影響，確定水驅界限。研究結果表明：滲透率級差越大，其非均質性越嚴重，采出程度越低，而含水上升越快，高滲層驅油效率越高，低滲層驅油效率則越低；在合注分采過程中，注入水絕大部分都涌入高滲層，而中、低滲層的水驅動用情況很差；由于層間矛盾，中、高滲層的絕大部分可動油是在注入孔隙體積1 PV前采出的，大于1 PV以后的注入水對提高采收率幅度的影響相對較小；剩余油主要分布在低滲層段，滲透率級差越大，低滲層驅油效率越低，剩余油分布的比例越大。

關鍵詞：油水前緣檢測；層內縱向非均質；滲透率級差；水驅油；注入倍數

渤海某油田是典型稠油油藏，具有原油黏度高、油層巖石滲透率高、膠結疏松和非均質性嚴重等特點，水驅開發過程中舌進現象嚴重，難以獲得較高的水驅采收率［1］。為了更好地了解稠油油藏水驅開發特點和剩余油分布規律［2-4］，為提高采收率技術決策提供依據，針對油藏地質特點和流體性質特征，采用均質四管并聯模型開展不同平均滲透率、不同級差的室內實驗，結合采出程度及含水率，研究不同平均滲透率、不同級差條件下剩余油的分布規律及非均質性對水驅效果的影響［5-9］，給出不同滲透率組合的注水開發界限，為油田綜合調整提供依據。

1　實驗條件

1.1實驗模型

根據渤海某油田滲透率分布制做人造物理模型，巖心規格：30cm×4.5cm×4.5cm。每個巖心模型均勻布置8對電極，共32對電極，實驗用模型設計示意圖（見圖1）。

圖1　實驗用模型設計示意圖Fig.1 Schematic diagram of the experimental design model

1.2實驗流體

（1）實驗用油：采用現場地面脫氣脫水原油與航空煤油按一定比例調和而成的模擬油，65℃下黏度為61.4 mPa·s。

（2）實驗用水：實驗所用水配制方法（見表1）。

1.3實驗裝置

（1）巖心驅替系統、真空泵、壓力傳感器、ISCO平流泵、恒溫箱等實驗設備。

（2）電阻率測定設備：由電極、數據傳輸線、數據處理系統和計算機組成。電極分別插在模型的中部，利用數據傳輸線將電極與數據處理系統相連接，數據處理系統實時監測模型電阻率的變化，計算機通過所收集的數據確定油水前緣的位置。

1.4實驗方案

采用尺寸為30cm×4.5cm×4.5cm的均質模型，開展四管并聯對比實驗，具體實驗方案（見表2）。

表2　水驅界限研究實驗方案Tab.2 Experiment scheme of study on the boundary of water driving

表1　實驗用水離子組成（mg/L）Tab.1 The experiment of water ion

1.5實驗步驟

（1）巖心抽真空、飽和水，測定孔隙體積（PV），計算孔隙度（φ）；（2）飽和油，模擬原始狀態，計算原始含油飽和度（Soi）和束縛水飽和度（Swc）；（3）老化數小時后，水驅至含水95%；（4）每隔1 h測各電極電阻并計算水驅采收率。

2　實驗結果及分析

2.1注入水界限的確定

兩個方案采收率對比（見表3）。

表3　縱向非均質性對剩余油分布影響研究實驗結果Tab．3 The experimental results of the effect of vertical heterogeneity distribution of remaining oil

由表3可以看出，低滲透率層的巖心水驅采收率最低，方案一和方案二分別為16.7%和0.7%，其剩余油飽和度分別為65.8%和78.4%；高滲透率層的巖心水驅最終采收率最高，方案一和方案二分別為77.4%和72.6%，剩余油飽和度較低，僅為22.1%和18.1%。

從分流率曲線（見圖2、圖3）中也可以看出隨著注入水倍數的增加，注入水主要沿高滲透層流動，中、低滲透層的動用情況較差。

圖2　方案一分流率曲線Fig.2 The shunt rate curve of first scheme

圖3　方案二分流率曲線Fig.3 The shunt rate curve of second scheme

注入0.2 PV時，分流率有所波動，分析認為高滲層段注入水突破后，在0.2 PV時綜合含水率大幅上升，認為是高滲層起主要貢獻，形成優勢通道，分流率變大，而在方案一和方案二的中低滲層分別在0.5 PV 和0.4 PV注入水突破后，中低滲層分流率將有所回升。因此，造成了各層分流率的波動。

2.2不同注水倍數下剩余油分布認識

兩個方案油水前緣運移規律（見圖4，圖5），從圖中可以看出，縱向非均質層內剩余油主要分布在低滲層，滲透率級差越大，低滲層驅油效率越低，剩余油分布的比例越大。

圖4　方案一不同注入PV數油水前緣的示意圖Fig.4 Schematic diagram of oil-water front with different injection PV number of first scheme

圖5　方案二不同注入PV數油水前緣的示意圖Fig.5 Schematic diagram of oil-water front with different injection PV number of second scheme

由表3可知，方案一與方案二模型最終采收率相差20.1%。分析認為主要是由于滲透率級差越大，非均質性就越嚴重，注入水沿著高滲層單層突進就越嚴重，對注入水的消耗也就越大，無水采收率越低；同時，使得注入水主要沿著優勢滲流通道（高滲層）運移，注入水波及程度高。而中、低滲層等非優勢滲流通道注入水波及程度低，剩余油飽和度比較高，水驅采收率較低。

雖然高滲透層含水突破后，生產井含水大幅度升高，但中、低滲透油層剩余油較多，這主要是注入水與原油的流度比太大造成的，油田還有很大挖掘潛力，當高滲層注水突破后，應該實行調剖、堵水等措施或者注入流度控制好的化學劑，如抗鹽聚合物、聚表劑、泡沫等，提高中、低滲層動用程度。

3　結論

（1）滲透率相對級差越大，其非均質性越嚴重，其采出程度越低，而含水上升越快，高滲層驅油效率越高，而低滲層驅油效率則越低。說明驅油效率的差值大小和層間滲透率級差大小具有很好的一致性。

（2）方案一和方案二中，最高滲透率的巖心累計產出水量占四塊累計總產出水量比例分別為85%和100%，表明在合注分采過程中，注入水絕大部分都涌入高滲透層，而中、低滲透層的水驅動用情況很差。

（3）剩余油主要分布在低滲層段。滲透率級差越大，低滲層驅油效率越低，剩余油分布的比例越大。

（4）由于層間矛盾，各方案中高滲透層的絕大部分可動油是在注入孔隙體積1 PV前采出的，大于1 PV以后的注入水對提高采收率幅度的影響相對較小，在注入水達到1 PV后，應該封堵高滲透層或者注入流度控制好的化學劑，提高中、低滲透油層開發效果。

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Lab research on the boundary of water driving in multilayer heterogeneity heavy oil reservoir

LIU Bin，YU Qiulan，GONG Pingzhi，DENG Jingfu
（Bohai Research Institute of CNOOC（China）Co.，Ltd.，Tianjin Branch，Tianjin 300452，China）

Abstract:A Bohai oilfield is anti-rhythm reservoir，serious layer in vertical heterogeneity，large permeability contrast，correct judgment of the boundary of water driving can effectively avoid invalid injected water circulation and for later adjustment measures have important guiding significance. According to the geological characteristics of heterogeneous reservoir，we make two-dimensional physical model using artificial physical model technology. We do experiments of water flooding，so as to clear the longitudinal heterogeneity influence on residual oil distribution law and the boundary of water driving. Experimental results show，the greater the permeability contrast，its heterogeneity is serious，the lower the recovery degree，and the faster the water cut rising，the higher the oil displacement efficiency of high permeability layer，low permeability layer oil displacement efficiency is lower，during multilayer co-injection and separated layer production，the most part injected water into high permeability layers，while the medium and low permeability layers of water drive very poor condition，because of the interlayer contradiction，medium and high permeability layer for the mostpart of movable oil is produced before the injection pore volume 1 PV，greater than 1 PV after the injection of water in a relatively small effect on the increase in the amplitude of the recovery. Residual oil is mainly distributed in the low permeability layer section，the greater the differential permeability，low permeability layer oil displacement efficiency is lower，the greater the proportion of remaining oil distribution.

Key words：oil-water front detection；layer of vertical heterogeneity；permeability differential；water flooding；inject multiple

中圖分類號：TE357.6

文獻標識碼：A

文章編號：1673-5285（2016）06-0057-04

DOI:10.3969/j.issn.1673-5285.2016.06.014

*收稿日期：2016－05-10