非均質油藏水驅開發效果研究

陽曉燕

(中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300459)

0 引 言

墾利A油田位于渤海南部海域，主要目的層為沙河街組，沙河街組沙三段以辮狀河三角洲沉積為主。其中，沙三上以薄互層沉積為主[1]，窄河道沉積特征，儲層橫向變化較快；沙三中Ⅰ油層組儲層相對較厚，分流河道發育，儲層橫向分布較穩定；沙三中Ⅱ油層組為進積體沉積，儲層平面分布范圍小，橫向變化快。砂地比為20%～40%，油層累計厚度為20.0～40.0 m，油層平均厚度以1.5～2.7 m為主。沙河街組平均孔隙度為21.3%，平均滲透率為181.8 mD，是典型的中孔、中滲油田。沙河街組地層原油為中—輕質常規原油，具有飽和壓力低、溶解氣油比中等、原油黏度低等特點，儲層薄，縱向跨度大，目前采用大段合采定向井開發，縱向層間和層內非均質性嚴重[2-5]。動態資料顯示，沙三上與沙三中層間干擾較大，注水井多數層達不到配注，現有井網大套合采難以實現均衡驅替[6-8]，為進一步了解層間非均質性對水驅開發效果的影響[9-12]，進一步改善油田開發效果，開展了室內三維非均質模型水驅實驗研究[13-16]。

1 實驗裝置及材料

實驗裝置由恒溫箱、ISCO-260D高精度驅替泵、層間三維模型及相應的水釜、油釜、計量器、油藏飽和度監測系統等組成。其中，油藏飽和度監測系統主要由自動元件分析儀(電阻儀)、A/D數據轉換板、電阻數據采集系統及計算機組成。層間非均質模型的主體構成根據墾利A油田的實際韻律特征，由石英砂與環氧樹脂膠結而成，模型單層規格為30.0 cm×30.0 cm×3.5 cm，自上而下分別為低滲層(45.0 mD)、中滲層(200.0 mD)和高滲層(900.0 mD)，變異系數為0.75，模擬正韻律沉積地層。實驗用油取自墾利A油田地面脫氣原油，實驗前進行脫水及過濾處理，地層溫度下黏度為2.75 mPa·s，實驗用模擬地層水根據油田地層水進行配制，礦化度為6 300 mg/L，黏度為0.40 mPa·s。

2 方案設計及實驗步驟

根據地層水電阻率與原油電阻率的差異性[17]，提出依靠電阻率技術測量三維模型飽和度，通過監測不同時間不同位置的電阻率值獲取飽和度值，從而獲得飽和度分布及波及規律[18-20]，同時結合采出程度判斷層間非均質性對開發效果的影響。共設計5組實驗：前3組實驗為3個小層同時驅替，驅替壓差分別為0.5、1.0、2.0 MPa；第4組實驗驅替壓差為1.0 MPa，3個小層初期同采，待高滲層不產油時關閉高滲層繼續開采中、低滲層，根據中、低滲層含水情況，逐步關閉高含水層；第5組實驗驅替壓差為1.0 MPa，3個小層分采。

實驗步驟：①實驗準備：模型稱干重，并測定死體積，對模型進行抽真空至1×10-3MPa后，再連續抽真空5 h。②飽和水：以3 mL/min恒速飽和模擬地層水，充分飽和且穩定后，測水相滲透率，其后稱濕重，并計算孔隙體積及孔隙度。③飽和油造束縛水：以3 mL/min恒速飽和模擬地層油，并動態監測飽和油過程中49對電極電阻率值的變化，待出口端完全出油且49對電阻率值完全保持穩定后，停止飽和油。④恒壓法水驅油：以第4組實驗進行說明，以恒定壓力1.0 MPa進行水驅油實驗，每隔10 min測定電極電阻率值，當高滲透層出口端不產油時，關閉高滲層注入、產出閥門，對中、低滲透層繼續進行水驅。當中滲透層出口端不產油時，關閉中滲透層注入、產出閥門，單獨開采低滲透層，驅替至最終不產油，停止實驗。⑤實驗數據記錄及處理：通過測定某一時間下，網格內電極的電阻率值，根據巖心飽和度與電阻率值擬合公式求取飽和度值。在實驗過程中用飽和度分布圖來觀察每個網格的波及情況，如果某網格已見水且連續2次測定的飽和度變化不大，則認為該網格己被完全波及；如果某網格已見水但連續2次測定的飽和度變化較大，則認為該網格被半波及。記錄各小層累計采油量，求取采出程度。

3 實驗結果及分析

3.1 不同驅替壓差下水驅效果分析

圖1為不同儲層物性下驅替壓差對采出程度的影響。由圖1可知：層間非均質模型3層合采時，在較低生產壓差下，低滲層采出程度遠低于中、高滲層。隨著驅替壓差增加，高、中、低滲層各層的采出程度逐漸提高；低滲層采出程度上升幅度最大，表明驅替壓差的升高有利于低滲層的動用，主要是因為驅替壓差的提高有利于啟動小孔隙原油；高滲層的采出程度提高幅度不明顯，主要是因為高滲層本身流動阻力小，注入水沿著高滲層流速大，波及快，波及效果好，驅替壓差過高，注入水更易沿著高滲層竄進，形成水竄優勢通道，因此，高滲層驅替壓差不宜過高。

圖1 不同儲層物性下驅替壓差對采出程度的影響

圖2為注入1.2倍孔隙體積時不同驅替壓差對各層含水飽和度的影響，其中，藍色井位是注水井，紅色井位是生產井。由圖2可知：高滲層基本完全波及，在儲層縱向非均質性嚴重時，高滲層成為油氣運移充注的首選場所；中滲層主流線兩側及采出井附近的低滲透帶為剩余油富集區域；低滲層除注水井附近受到注入水的波及外，大部分區域都未能波及，低滲層動用程度低，剩余油大片富集，是改善水驅后期油藏開發效果的主力區。隨著驅替壓差的增加，中、低滲層水驅波及效果越來越明顯，高滲層變化不大，提高驅替壓差對改善中、低滲層開發效果明顯。

圖2 注入1.2倍孔隙體積時不同驅替壓差對各層含水飽和度分布影響

3.2 不同驅替方式下水驅效果分析

為進一步研究不同驅替方式下水驅效果，設計3組方案：方案1是3個小層同時驅替，驅替壓差為1.0 MPa；方案2是驅替壓差為1.0 MPa，3個小層初期同采，待高滲層不產油時，關閉高滲層，繼續開采中、低滲層，根據中、低滲層含水情況，逐步關閉高含水層；方案3是驅替壓差為1.0 MPa，3個小層分采。實驗結果見圖3、4。由圖3可知：3層同采時，初期主力產層為高滲層，中、低滲層采出油量相對較低；隨著含水的增加，高滲層逐漸形成水驅優勢通道，高滲層高含水后，中、低滲層貢獻仍較小，階段累計產油量逐漸減小。由圖4可知：當高滲層高含水時，關閉高滲層，層間干擾明顯降低，能顯著提高中、低滲層的階段采油量，中、低滲層的產能能進一步釋放；當3個小層進行分采時，小層之間沒有層間干擾，各小層驅替均勻，總采出程度最高。研究結果表明，由于縱向各層之間滲透率的差異，給油藏的注水開發帶來較大影響。高滲層的優勢通道給中、低滲層的開發帶來困難，有必要采取分層開采等措施來提高中、低滲層水驅開發效果。

圖33層同采時各小層采油量隨驅替倍數的變化

圖4 不同開采方式下采油量、采出程度變化

4 現場應用分析

4.1 指導層系調整

目前墾利A油田3井區沙三段采用一套層系開發，縱向上分為8個油層組、24個小層，生產層位縱向跨度為110～340 m，沙三上、沙三中滲透率級差高達9.8，其中，沙三上滲透率級差為6.3，沙三中滲透率級差為2.2；沙三上局部井網不完善，生產過程中層間干擾現象嚴重，沙三上、沙三中驅替不均衡。生產過程中取得多口井產液剖面測試資料，其中3口井資料顯示，受層間干擾的影響，沙三上、沙三中的產能沒有全部釋放，且部分物性差的產層完全不產液。注水井層段多(3～5段)，吸水不均，在已投注的16口注水井中7口井的注入壓力達到或超過開發方案設計最大注入壓力(15.0 MPa)，且有3口井實際注水量未達到油藏配注要求，日欠注明顯。

由于縱向非均質性強，層間干擾明顯，部分井注不進、采不出。為進一步改善油田開發效果，結合物理模擬實驗、測試資料以及考慮細分層系的儲層條件(滲透率級差大于5.0)和儲量基礎，提出對沙三上、沙三中細分層系開發。針對沙三上砂體疊合較好區域增加新井，老井的沙三上油層關閉，形成新的注采井網，沙三中調整原則一致。整體方案增加10口調整井，分層系方案與合采方案相比，產能提高420 m3/d，累計增油為63.0×104m3，其中，沙三上累計增油為25.2×104m3，沙三中累計增油為37.8×104m3，分采后采收率為31.2%，采收率較原井網合采時提高4.7個百分點。

4.2 指導單井措施

2018年年初，墾利A油田4井區3口油井含水快速上升，3口油井產液能力明顯下降，同時也暴露出平面含水不均的問題。針對上述問題，提出對重點井開展產液剖面測試。測試結果表明，含水快速上升的3口井，層間干擾明顯，中、低滲層幾乎無產出，高滲層形成優勢通道。產液能力下降的3口井同樣表現出縱向層間干擾明顯的情況，2/3的油層無產出，油井產能未充分釋放。結合測試和實驗結果，將含水快速上升的3口井的高含水層進行卡層作業，同時為了進一步釋放中、低含水層產能，提出將壓差放大1.5倍生產。針對產液能力下降的3口井，由于縱向跨度大，層數多，縱向滲透率級差明顯，及時對級差大的層實施關滑套作業。方案實施后，6口井降水增油效果明顯，措施后日增油達200 m3/d。

5 結 論

(1) 三維層間非均質水驅物理模擬實驗表明，隨著驅替壓差的增加，中、低滲層水驅波及效果明顯，高滲層變化不大，驅替壓差的升高有利于低滲層的動用，提高驅替壓差對改善中、低滲層開發效果明顯。

(2) 3層同采時，主力產層為高滲層，中、低滲層采出程度相對較低，由于層間干擾影響，高滲層會隨著含水的增加逐漸形成水驅優勢通道，各層均不能高效開發，3層分采開發效果最好。

(3) 三維層間非均質水驅物理模擬實驗結果對油田開發具有重要的指導意義，對縱向層間非均質性嚴重的油田，可通過層系重組以及單井提液措施，改善油田開發效果。