深部調驅后續水驅滲流特征
——以蒙古林砂巖油藏為例

宋社民吳洪彪王哲姚尚勝李金奎Чжaн Бo.中國石油華北油田公司；.中國石油勘探與生產分公司；.秋明國立石油天然氣大學

深部調驅后續水驅滲流特征
——以蒙古林砂巖油藏為例

宋社民1吳洪彪2王哲1姚尚勝1李金奎1Чжaн Бo3
1.中國石油華北油田公司；2.中國石油勘探與生產分公司；3.秋明國立石油天然氣大學

深部調驅是改善砂巖油藏開發效果的重要技術之一，但是調驅后地層孔隙結構發生變化，后續水驅滲流規律與常用的化學驅技術又有所不同，剩余油分布認識更為困難。利用已大規模實施深部調驅技術的華北油田蒙古林砂巖油藏調驅井后續注水壓降試井資料，采用雙對數導數曲線和壓力半對數曲線進行解釋，并結合油井生產動態深入認識不同類型試井曲線對應的地層滲流特征。建立了砂巖油藏深部調驅后續水驅的滲流模式共5種類型，分別為無限導流型、有限導流型、雙重介質型、凝膠段塞邊界型及均質地層型。對于無限導流型和有限導流型滲流特征，需要進行注采井網調整和繼續深部調剖；雙重介質型壓力導數曲線出現“凹”型特征，調驅后適當進行分注措施；凝膠段塞邊界型和均質地層型，可以通過解除油井凝膠的堵塞來改善現有低壓油井的地層能量狀況。

深部調驅；后續水驅；現代試井；滲流特征；蒙古林；砂巖油藏

深部調驅是將調驅劑注入到油層深部剩余油富集區，擴大水驅波及體積和驅油效率，以達到提高采收率的目的，是二次開發、改善水驅效果的重要手段之一［1］。調驅劑類型目前主要有可動凝膠、聚合物微球、預交聯顆粒、表面活性劑等。這些調驅劑注入到非均質性較強的砂巖油藏后，儲層的孔隙結構發生改變，結構系數和相對分選系數升高，分選系數、歪度、峰態、孔喉半徑均值、結構特征系數、均質系數有不同程度下降，剩余油分布更加復雜［2-4］，為進一步提高采收率帶來更大的困難。現代試井解釋方法建立起一種“整體綜合分析”的方法［5］，任何一個研究對象，都可以看作一個系統，給系統一個“激動”，則系統就會出現相應的反應。程時清等建立了聚合物驅非牛頓-牛頓兩區復合油藏試井模型的雙對數典型曲線，典型曲線存在5個明顯的流動階段［6-7］，第Ⅴ段是總系統作用階段，描述非牛頓流體和牛頓流體區域共同作用，由于受到內區非牛頓流體性質的影響，曲線表現出小幅度上翹。與均質地層相比，地層存在高滲透條帶時的壓力和壓力導數曲線的過渡段明顯陡峭，說明高滲透帶壓力過渡段類似壓裂井，在過渡段后期曲線又呈現聚合物流體的特征。

筆者借鑒程時清利用試井方法研究聚合物驅滲流特征的思路，利用深部調驅井后的注水壓降試井資料，應用現代試井解釋方法分析深部調驅后續水驅滲流特征，結合油井生產動態反應特征，來綜合判斷剩余油分布，為井網調整改善水驅效果提供依據。

1 油田基本情況Basic conditions of the oilfield

1.1油藏地質特征

Geologic features of the reservoir

研究區塊以扇三角洲前緣水道微相沉積為主，縱向分為1、2、3等3個小層，滲透率分別為75.3 mD、48.1 mD和2 301 mD。其中3小層分布穩定，是主力油層，有效厚度5.3 m。層內具有較強非均質性，滲透率極差范圍1.8～2 800，地下原油黏度179 mPa·s，油水黏度比高達259。

1.2開發情況

Development background

該油藏于1989年注水開發，中低含水期采出程度僅6.52%，大多數的原油是在高含水期和特高含水期采出。2002年5月開展可動凝膠先導試驗［8-10］，采用3級段塞注入，分別為3 000 mg/L、1 000 mg/L 和800 mg/L；注入地下孔隙體積倍數0.08 PV，注入速度0.08 PV/a。采取分區輪替注入的方式，達到了封堵大孔道、擴大水驅波及體積提高采收率的目的，實施后整個油藏產油量回升，預測提高采收率8個百分點。經過10年的開發，由于油井大量出砂引起的套變套損井占到油井總數21%以上；注水井壓力逐年上升，壓力系數高達1.88，部分油井壓力偏低，平均僅為原始地層壓力的52.6%，最低為2.3 MPa。

截至2015年4月，油水井數共計205口，其中油井119口，注水井86口，采油速度0.42%，綜合含水91.46%，采出程度25.44%，注采井數比2.3。

2 深部調驅后地層滲流特征Seepage characteristics upon completion of deep profile control and oil displacement

深部調驅后的地層滲流特征與聚合物驅后的滲流特征相比有明顯不同。從蒙古林砂巖油藏深部調驅后進行的10口水井和5口油井的壓降恢復試井資料看，曲線壓力變化規律更為復雜，類型也較多。根據壓力及壓力導數雙對數曲線和壓力半對數曲線形態，并結合油水井生產動態認識將深部調驅后地層滲流特征進行分類，共5種類型。

2.1無限導流型

Infinite flow type

該類型有3口井，以蒙18-16井為例（見圖1），壓力雙對數曲線和導數曲線斜率1/2，縱坐標上間距約0.3對數周期，反映地層深部調驅后，長期高壓注水沖刷形成具有裂縫特征的高滲透通道，高滲透通道半長大于300 m，與油井貫通。曲線一直處于續流段，后期有進入徑向流動階段的趨勢。

圖1　蒙18-16井壓力及壓力導數雙對數曲線Fig.1 Log-log curves of pressures and pressure derivatives for Well Meng-18-16

2.2有限導流型

Finite flow type

該類型有4口井，以蒙20-21井為例（見圖2），曲線一直呈斜率為1/4的直線平行上升，導數曲線與壓力雙對數曲線在縱坐標上間隔約0.6個對數周期，從曲線形態上具有有限裂縫模型的典型特征；這也是因為深部調驅后，長期高壓水驅形成高滲透通道，但是高滲透通道的半長一般在30～128 m，小于油水井之間的距離。

以上2種類型的注水井從3號小層沉積微相來看，主要分布于分流河道，據井間密閉取心井蒙檢2井資料，33小層厚度1～2 m，注水量已達1.4倍孔隙體積，受長期水驅沖刷后滲透率7 μm2，是原始滲透率的10倍多［10］；33小層位于河道內的油井，層間矛盾進一步加劇，1、2號小層基本沒有變化，層間滲透率極差到200，這樣水驅波及范圍呈長窄條狀，故不穩定試井反映出上述特征。

圖2　蒙20-21井壓力及壓力導數雙對數曲線Fig.2 Log-log curves of pressures and pressure derivatives for Well Meng-20-21

2.3雙重介質型

Double media type

該類型有2口井，其特征是井筒儲集時間較短，曲線很快進入了徑向流動段。導數曲線出現一個明顯的“凹”，這是由于深部調驅目的層3號小層封堵后，啟動相對低滲層，后期導數曲線出現上翹，是注入水與調驅凝膠段塞變化界面引起［11］，凝膠界面與注入井的距離為119 m。

圖3　蒙17-16井壓力及壓力導數雙對數曲線Fig.3 Log-log curves of pressures and pressure derivatives for Well Meng-17-16

2.4凝膠段塞邊界型

Gel plug boundary type

該類型有3口井，從圖4可以看出，該類型井關井后很快就進入了徑向流動段，后期導數曲線出現上翹，分析原因是探測到了深部調驅高濃度凝膠段塞［11］，黏度高達幾千mPa·s，距離注入井一般約120 m，其中蒙14-16井邊界反應305 m，已經探測到油井生產反應。

圖4　蒙19-17井和蒙14-16井壓力及壓力導數雙對數曲線Fig.4 Log-log curves of pressures and pressure derivatives for Well Meng-19-17 and Well Meng-14-16

2.5均質地層型

Homogeneous formation type

5口油井試井測試均為該類型，油井壓力及壓力導數雙對數曲線在短暫的井筒儲集段后，壓力雙對數與導數曲線開始分叉，曲線進入徑向流動段，屬于均質地層滲流特征。測試的5口油井中4口地層壓力比較低，一般在2.3～6.1 MPa，這些低壓井有凝膠段塞邊界一般在100 m左右；剩下1口井地層壓力較高。

低壓均質地層滲流特征出現的原因主要是高濃度凝膠段塞被推到油井附近，造成油井低壓，故地層壓力較低，而且地層壓力還呈現逐漸下降趨勢。以蒙19-16為例，2008年測試地層壓力為3.26 MPa，2011年測試地層壓力為1.6 MPa，壓力下降了1.66 MPa，油水井注采壓差達到28 MPa以上（圖5、圖6）。

圖5　蒙19-16井壓力及壓力導數雙對數曲線Fig.5 Log-log curves of pressures and pressure derivatives for Well Meng-19-16

圖6　蒙19-16井2008年和2011年地層壓力測試結果Fig.6 Results of formation pressure tests for Well Meng-19-16 in 2008 and 2011

深部調驅調驅劑的流動方向受儲層平面非均質性影響，在后期注水開發中，造成平面上不同部位的油井出現高壓、低壓現象。例如注水井蒙19-17井地層壓力16.88 MPa，是原始地層壓力的2.07倍，凝膠段塞邊界在102～133 m，由于凝膠段塞的封堵作用造成注水井附近高壓；而油井在沒有凝膠段塞邊界響應條件下，如果受地層壓力傳導影響也會是高壓，對應油井蒙18-17井從壓力半對數曲線看無凝膠段塞邊界響應，地層壓力為11.93 MPa，比原始地層壓力7.81 MPa高出4.12 MPa。因此，一個注水井組凝膠段塞推進方向油井有邊界響應，則地層壓力低；反之則地層壓力高。另外還可以推測出油水井之間凝膠段塞的壓力損耗在10 MPa左右。

3 不同類型滲流特征對應的挖潛對策Countermeasures for various seepage characteristics to explore reservoir potentials

根據深部調驅后儲層的變化情況及不同的開采對策，進一步將上述5種類型的滲流特征歸納為3類。

第1類：深部調驅后在長期注水沖刷下形成了高滲透通道，試井解釋曲線中的無限導流型和有限導流型屬于該類。

第2類：深部調驅后層間吸水差異明顯改善，低滲透層啟動，導數曲線出現“凹”型特征，試井解釋曲線中的雙重介質型屬于該類。

第3類：深部調驅注入調驅劑濃度過高，油水井試井曲線均反映出均質地層的特征，凝膠段塞推進方向油水井均能測出邊界反應，并且推進方向的油井地層壓力低，液量遞減速度快，試井解釋曲線中的凝膠段塞邊界型和均質地層型屬于該類。

這3種類型滲流特征不利于深部調驅后續注水開發，必須進行注采井網調整和深部調驅工作［12-15］，改善后續水驅開發效果。對于第1類滲流特征，需要繼續對新形成的高滲透通道進行深部調驅，油井大量出砂套管損壞的中北部地區進行井網調整，提高平面水驅波及體積，挖潛平面剩余油潛力；對于第2類滲流特征，要繼續調整層間矛盾，調驅后適當進行分注措施，提高加強油層動用程度，挖潛層間潛力；對于第3類滲流特征，由于凝膠封堵強度過大，造成油水井之間壓力傳導困難，可以通過解除油井凝膠的堵塞［16］來改善現有低壓油井的地層能量狀況，同時，要控制注水強度。

4 現場應用效果Field applications

根據3種類型滲流特征修訂油藏屬性模型，應用Elipse油藏數值模擬軟件進行數值模擬，剩余油分布受沉積和可動凝膠調驅的影響，總體上，水流優勢通道沿水下分流河道展布（圖7）。優化深部調驅后注水政策，注采比在0.9比較適宜（圖8）。根據不同滲流特征和剩余油富集區需要選擇不同的治理對策。對于后續水驅形成高滲透通道而調驅劑沒有突破，以及層間矛盾改善明顯的，要建立科學的調驅體系和放置技術，用可動凝膠-表面活性劑復合驅繼續對水井進行有效封堵［17］。該項措施實施9口井，綜合含水下降3個百分點，單井組增油量425 t，提高162%，有效期增加1倍以上。對于后續水驅形成高滲透通道造成套管損壞和凝膠強度過大造成對應油井低液的，在水流優勢通道的側翼將原反七點法井網旋轉30°，在油井連線中點鉆新井進行調整。自2013年蒙古林砂巖油藏共新鉆油井7口，無水采油期平均3個月左右，見水后含水85%左右，到目前一直穩定，低于油藏整體含水6個百分點，截至2015 年4月，7口井累積產油1.4×104t。

圖7　33小層剩余油飽和度圖Fig.7 Saturation of residual oil in Sublayer-33

圖8　含水與采出程度關系曲線Fig.8Correlation between water content and recovery factor

5 結論Conclusions

（1）深部調驅后續水驅的壓力和壓力導數雙對數曲線與聚合物驅的滲流特征明顯不同，不僅曲線形態不同而且類型較多，整體看深部調驅后受地層孔道沖刷的影響，后續水驅滲流規律更為復雜。

（2）深部調驅后的滲流特征歸納為3類：高滲透通道型，試井解釋曲線中的無限導流型和有限導流型屬于該類；層間吸水差異明顯改善，低滲透層啟動，導數曲線出現“凹”型特征，試井解釋曲線中的雙重介質型屬于該類；凝膠段塞推進方向油水井均能測出邊界反應，并且推進方向的油井地層壓力低，液量遞減速度快，試井解釋曲線中的凝膠段塞邊界型和均質地層型屬于該類。

（3）利用調驅井后期注水壓降和油井壓力恢復試井的歷史資料，應用現代試井解釋方法解釋深部調驅后續水驅滲流特征，結合油井生產動態反應特征，來綜合研究深部調驅后剩余油分布，為后期井網調整改善水驅效果提供依據是可行的。

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（修改稿收到日期 2016-01-11）

〔編輯 朱 偉〕

Seepage characteristics of water-flooding operations after deep profile control and oil displacement: A case study of Menggulin sandstone reservoir

SONG Shemin1， WU Hongbiao2， WANG Zhe1， YAO Shangsheng1， LI Jinkui1， Чжaн Бo3
1. PetroChina Huabei Oilfield Company， Renqiu， Hebei 062552， China； 2. PetroChina Exploration & Production Company， Beijing 100004， China；3. Tyumen State Oil and Gas University， Tyumen 625003， Russia

Deep profile control and oil displacement are key techniques deployed to enhance development performances of sandstone reservoirs. With changes in formation pore structures upon completion of profile control， together with consequential water-flooding seepage patterns and different chemical flooding techniques， it may become even harder to clearly understand distribution of residual oil. Under such circumstances， test data in deep profile control and oil displacement in Menggulin sandstone reservoir of Huabei Oilfield after deep profile control and oil displacement operations were used in combination with log-log derivative curve and pressure semi-log curve for data interpretation. In addition， production performances were analyzed to highlight seepage characteristicsCorresponding with relevant plots. Sandstone reservoir deep profile control and oil displacement. Seepage patterns in consequential water-flooding operations can be categorized into 5 types， i.e. infinite flow， finite flow， double media， gel plug boundary and homogeneous formation.With regard to seepage characteristics of infinite flow and finite flow types， well patterns can be modified to proceed with deep profile control operations. As for the concave features in pressure derivative curves of double media type， suitable flooding operations in different layers can be performed upon completion of profile-control operations. As for gel plug boundary and homogeneous formation types， formation energy conditions in low-pressure oil producers can be enhanced through removal of gel plugs in these wells.

deep profile control and oil displacement； consequential water flooding； modern well test； seepage characteristics；Menggulin； sandstone reservoir

SONG Shemin， WU Hongbiao， WANG Zhe， YAO Shangsheng， LI Jinkui， Чжaн Бo. Seepage characteristics of waterflooding operations after deep profile control and oil displacement： A case study of Menggulin sandstone reservoir［J］.Oil Drilling & Production Technology， 2016， 38（2）： 232-237.

TE343

A

1000 -7393（ 2016 ） 02 -0232-06

10.13639/j.odpt.2016.02.020

中國石油天然氣股份公司重大科技專項“華北油田上產穩產800萬噸關鍵技術研究與應用”（編號：2014E-3507）。

宋社民（1963-），現從事油氣田開發研究與管理工作，高級工程師。通訊地址：（062552）河北省任丘市華北油田公司機關。電話：0317-2756232。E-mail：kfb_ssm@petrochina.com.cn

引用格式：宋社民，吳洪彪，王哲，姚尚勝，李金奎，Чжaн Бo.深部調驅后續水驅滲流特征——以蒙古林砂巖油藏為例［J］.石油鉆采工藝，2016，38（2）：232-237.