南海北部潿洲A油田儲層非均質性對注氣開發的影響分析

程寶慶，祝永甜，張賀舉，陳增裕，高云龍，楊堅

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

1 潿洲A油田潿四段開發現狀

潿洲A油田S井區潿四段采用注氣開發，12采2注井網，目前日產油約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243.84×104m3。

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

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

圖1 潿四段A、B、D砂體平均滲透率等值線圖

2 儲層非均質性評價

2.1 層間非均質性

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

2.2 平面非均質性

平面非均質性是指一個儲層砂體的幾何形態、規模、砂體的連續性，以及砂體內孔隙度、滲透率的平面變化所引起的非均質性。受沉積時期物源供給物質的差異與水動力條件強弱的影響，三個砂體平面非均質性也存在一定差異。A、B、D砂體的滲透率變異系數分別為1.49、0.76、1.75，滲透率極差分別為156.3、53.5、490.0，滲透率突進系數分別為6.8、2.4、6.5。A、B、D砂體儲層的平面非均質性均較強。

2.3 層內非均質性

層內非均質性指小層層內巖性、物性、含油性等儲層性質在垂向上的變化，包括層內垂向上滲透率的差異程度、層內粒度韻律及滲透率的非均質程度、層內不連續薄夾層的分布等[6]。B6、B7井A、D砂體非均質性中等偏弱，B砂體非均質性較強；A11、A12井三個砂體非均質性整體表現為中等偏弱，如表1所示。整體而言，A3-A11-A12井區層內非均質性弱于B7-B6-B5井區，且A3-A11-A12井區物性更好，因此注氣效果A3-A11-A12井區應更好，實際注氣受效結果也是A3-A11-A12井區更好。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油田儲層層內滲透率非均質性參數表

3 非均質性對生產的影響

3.1 層間非均質對生產的影響

層間非均質的作用體現在小層間的滲透率差異，通過對地層系數KH的約束，進一步影響生產井層間生產動用狀況。如表2所示，滲透率相差不大時，單根巖心實驗采收率比并聯巖心高15%左右；并聯巖心中，滲透率極差在1.7～1.8 mD，并聯巖心中滲透率高的巖心比滲透率低的巖心驅油效率高22.7%～25.3%。

表2 單根巖心與并聯巖心驅油結果(衰竭后氣驅)

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砂體射孔生產后，主要受效層位為D砂體，主要是D砂體物性遠好于A、B砂體，其滲透率是B砂體的2.7倍，這與并聯巖心驅油結果一致，也與A3井監測的注氣剖面一致。

圖2 過A3、A11、A12井連井剖面圖

3.2 平面非均質對生產的影響

不同沉積相帶的滲透率差異造成平面的非均質性。從A3井注氣后，在A3井東北部的構造高部位新鉆井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，然后沿相對的高滲條帶驅替原油，隨著高部位氣頂的形成，逐漸向低部位驅替原油，形成優勢滲流通道(A3～A11)，進而影響平面驅油效率和波及效率。從圖1可以看出，在A3～A11井一帶存在相對的高滲條帶，根據目前生產井氣油比分析，A3井注入氣向A11井方向推進速度較快，實際生產動態資料表明A11井氣油比上升較快。

圖3 S井區潿四段A、B、D砂體生產氣油比等值線圖

3.3 層內非均質對生產的影響

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，注氣開發時，由于油、氣的重力差異，沉積韻律不同，氣驅特征也不同。正韻律油層為滲透率下高上低，氣油比上升慢，油層縱向氣驅厚度大；反韻律油層為滲透率下低上高，氣驅時氣油比上升快，縱向上氣驅厚度小。

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，上部油層物性優于下部，是主要吸氣部位，在B7井注氣，會在高部位形成氣頂；B5井位于構造高部位，且B5井A砂體為正韻律油層，下部油層物性優于上部油層，在B7井注氣后可以增加氣驅厚度，提升驅油效果；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替原油，進而提高采收率。綜合構造、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。

B5井A、B砂體的構造部位、儲層物性條件均優于B6井，在B7井注氣過程中，B5井更容易受效，注氣理論分析結果與實際生產動態一致。

4 結論

(1)潿洲A油田注氣井(如A3井)層間非均質性較強，層間矛盾更突出，易存在吸氣不均勻的現象，與A3井監測的注氣剖面一致。生產井層間非均質性較強，主要受效層位是高滲層，也與實驗結果一致(氣驅實驗并聯巖心中滲透率高的巖心比滲透率低的巖心驅油效率高22.7%～25.3%)。

(2)A3、B7井注入氣率先在高部位形成次生氣頂，然后沿相對的高滲條帶(A3～A11)驅替原油，隨著高部位氣頂的形成，逐漸向低部位驅替原油，形成優勢滲流通道(A2～A11)，進而影響平面驅油效率及波及效率。

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