非均质油藏水驱开发效果研究

阳晓燕

(中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300459)

0 引 言

垦利A油田位于渤海南部海域，主要目的层为沙河街组，沙河街组沙三段以辫状河三角洲沉积为主。其中，沙三上以薄互层沉积为主[1]，窄河道沉积特征，储层横向变化较快；沙三中Ⅰ油层组储层相对较厚，分流河道发育，储层横向分布较稳定；沙三中Ⅱ油层组为进积体沉积，储层平面分布范围小，横向变化快。砂地比为20%～40%，油层累计厚度为20.0～40.0 m，油层平均厚度以1.5～2.7 m为主。沙河街组平均孔隙度为21.3%，平均渗透率为181.8 mD，是典型的中孔、中渗油田。沙河街组地层原油为中—轻质常规原油，具有饱和压力低、溶解气油比中等、原油黏度低等特点，储层薄，纵向跨度大，目前采用大段合采定向井开发，纵向层间和层内非均质性严重[2-5]。动态资料显示，沙三上与沙三中层间干扰较大，注水井多数层达不到配注，现有井网大套合采难以实现均衡驱替[6-8]，为进一步了解层间非均质性对水驱开发效果的影响[9-12]，进一步改善油田开发效果，开展了室内三维非均质模型水驱实验研究[13-16]。

1 实验装置及材料

实验装置由恒温箱、ISCO-260D高精度驱替泵、层间三维模型及相应的水釜、油釜、计量器、油藏饱和度监测系统等组成。其中，油藏饱和度监测系统主要由自动元件分析仪(电阻仪)、A/D数据转换板、电阻数据采集系统及计算机组成。层间非均质模型的主体构成根据垦利A油田的实际韵律特征，由石英砂与环氧树脂胶结而成，模型单层规格为30.0 cm×30.0 cm×3.5 cm，自上而下分别为低渗层(45.0 mD)、中渗层(200.0 mD)和高渗层(900.0 mD)，变异系数为0.75，模拟正韵律沉积地层。实验用油取自垦利A油田地面脱气原油，实验前进行脱水及过滤处理，地层温度下黏度为2.75 mPa·s，实验用模拟地层水根据油田地层水进行配制，矿化度为6 300 mg/L，黏度为0.40 mPa·s。

2 方案设计及实验步骤

根据地层水电阻率与原油电阻率的差异性[17]，提出依靠电阻率技术测量三维模型饱和度，通过监测不同时间不同位置的电阻率值获取饱和度值，从而获得饱和度分布及波及规律[18-20]，同时结合采出程度判断层间非均质性对开发效果的影响。共设计5组实验：前3组实验为3个小层同时驱替，驱替压差分别为0.5、1.0、2.0 MPa；第4组实验驱替压差为1.0 MPa，3个小层初期同采，待高渗层不产油时关闭高渗层继续开采中、低渗层，根据中、低渗层含水情况，逐步关闭高含水层；第5组实验驱替压差为1.0 MPa，3个小层分采。

实验步骤：①实验准备：模型称干重，并测定死体积，对模型进行抽真空至1×10-3MPa后，再连续抽真空5 h。②饱和水：以3 mL/min恒速饱和模拟地层水，充分饱和且稳定后，测水相渗透率，其后称湿重，并计算孔隙体积及孔隙度。③饱和油造束缚水：以3 mL/min恒速饱和模拟地层油，并动态监测饱和油过程中49对电极电阻率值的变化，待出口端完全出油且49对电阻率值完全保持稳定后，停止饱和油。④恒压法水驱油：以第4组实验进行说明，以恒定压力1.0 MPa进行水驱油实验，每隔10 min测定电极电阻率值，当高渗透层出口端不产油时，关闭高渗层注入、产出阀门，对中、低渗透层继续进行水驱。当中渗透层出口端不产油时，关闭中渗透层注入、产出阀门，单独开采低渗透层，驱替至最终不产油，停止实验。⑤实验数据记录及处理：通过测定某一时间下，网格内电极的电阻率值，根据岩心饱和度与电阻率值拟合公式求取饱和度值。在实验过程中用饱和度分布图来观察每个网格的波及情况，如果某网格已见水且连续2次测定的饱和度变化不大，则认为该网格己被完全波及；如果某网格已见水但连续2次测定的饱和度变化较大，则认为该网格被半波及。记录各小层累计采油量，求取采出程度。

3 实验结果及分析

3.1 不同驱替压差下水驱效果分析

图1为不同储层物性下驱替压差对采出程度的影响。由图1可知：层间非均质模型3层合采时，在较低生产压差下，低渗层采出程度远低于中、高渗层。随着驱替压差增加，高、中、低渗层各层的采出程度逐渐提高；低渗层采出程度上升幅度最大，表明驱替压差的升高有利于低渗层的动用，主要是因为驱替压差的提高有利于启动小孔隙原油；高渗层的采出程度提高幅度不明显，主要是因为高渗层本身流动阻力小，注入水沿着高渗层流速大，波及快，波及效果好，驱替压差过高，注入水更易沿着高渗层窜进，形成水窜优势通道，因此，高渗层驱替压差不宜过高。

图1 不同储层物性下驱替压差对采出程度的影响

图2为注入1.2倍孔隙体积时不同驱替压差对各层含水饱和度的影响，其中，蓝色井位是注水井，红色井位是生产井。由图2可知：高渗层基本完全波及，在储层纵向非均质性严重时，高渗层成为油气运移充注的首选场所；中渗层主流线两侧及采出井附近的低渗透带为剩余油富集区域；低渗层除注水井附近受到注入水的波及外，大部分区域都未能波及，低渗层动用程度低，剩余油大片富集，是改善水驱后期油藏开发效果的主力区。随着驱替压差的增加，中、低渗层水驱波及效果越来越明显，高渗层变化不大，提高驱替压差对改善中、低渗层开发效果明显。

图2 注入1.2倍孔隙体积时不同驱替压差对各层含水饱和度分布影响

3.2 不同驱替方式下水驱效果分析

为进一步研究不同驱替方式下水驱效果，设计3组方案：方案1是3个小层同时驱替，驱替压差为1.0 MPa；方案2是驱替压差为1.0 MPa，3个小层初期同采，待高渗层不产油时，关闭高渗层，继续开采中、低渗层，根据中、低渗层含水情况，逐步关闭高含水层；方案3是驱替压差为1.0 MPa，3个小层分采。实验结果见图3、4。由图3可知：3层同采时，初期主力产层为高渗层，中、低渗层采出油量相对较低；随着含水的增加，高渗层逐渐形成水驱优势通道，高渗层高含水后，中、低渗层贡献仍较小，阶段累计产油量逐渐减小。由图4可知：当高渗层高含水时，关闭高渗层，层间干扰明显降低，能显著提高中、低渗层的阶段采油量，中、低渗层的产能能进一步释放；当3个小层进行分采时，小层之间没有层间干扰，各小层驱替均匀，总采出程度最高。研究结果表明，由于纵向各层之间渗透率的差异，给油藏的注水开发带来较大影响。高渗层的优势通道给中、低渗层的开发带来困难，有必要采取分层开采等措施来提高中、低渗层水驱开发效果。

图33层同采时各小层采油量随驱替倍数的变化

图4 不同开采方式下采油量、采出程度变化

4 现场应用分析

4.1 指导层系调整

目前垦利A油田3井区沙三段采用一套层系开发，纵向上分为8个油层组、24个小层，生产层位纵向跨度为110～340 m，沙三上、沙三中渗透率级差高达9.8，其中，沙三上渗透率级差为6.3，沙三中渗透率级差为2.2；沙三上局部井网不完善，生产过程中层间干扰现象严重，沙三上、沙三中驱替不均衡。生产过程中取得多口井产液剖面测试资料，其中3口井资料显示，受层间干扰的影响，沙三上、沙三中的产能没有全部释放，且部分物性差的产层完全不产液。注水井层段多(3～5段)，吸水不均，在已投注的16口注水井中7口井的注入压力达到或超过开发方案设计最大注入压力(15.0 MPa)，且有3口井实际注水量未达到油藏配注要求，日欠注明显。

由于纵向非均质性强，层间干扰明显，部分井注不进、采不出。为进一步改善油田开发效果，结合物理模拟实验、测试资料以及考虑细分层系的储层条件(渗透率级差大于5.0)和储量基础，提出对沙三上、沙三中细分层系开发。针对沙三上砂体叠合较好区域增加新井，老井的沙三上油层关闭，形成新的注采井网，沙三中调整原则一致。整体方案增加10口调整井，分层系方案与合采方案相比，产能提高420 m3/d，累计增油为63.0×104m3，其中，沙三上累计增油为25.2×104m3，沙三中累计增油为37.8×104m3，分采后采收率为31.2%，采收率较原井网合采时提高4.7个百分点。

4.2 指导单井措施

2018年年初，垦利A油田4井区3口油井含水快速上升，3口油井产液能力明显下降，同时也暴露出平面含水不均的问题。针对上述问题，提出对重点井开展产液剖面测试。测试结果表明，含水快速上升的3口井，层间干扰明显，中、低渗层几乎无产出，高渗层形成优势通道。产液能力下降的3口井同样表现出纵向层间干扰明显的情况，2/3的油层无产出，油井产能未充分释放。结合测试和实验结果，将含水快速上升的3口井的高含水层进行卡层作业，同时为了进一步释放中、低含水层产能，提出将压差放大1.5倍生产。针对产液能力下降的3口井，由于纵向跨度大，层数多，纵向渗透率级差明显，及时对级差大的层实施关滑套作业。方案实施后，6口井降水增油效果明显，措施后日增油达200 m3/d。

5 结 论

(1) 三维层间非均质水驱物理模拟实验表明，随着驱替压差的增加，中、低渗层水驱波及效果明显，高渗层变化不大，驱替压差的升高有利于低渗层的动用，提高驱替压差对改善中、低渗层开发效果明显。

(2) 3层同采时，主力产层为高渗层，中、低渗层采出程度相对较低，由于层间干扰影响，高渗层会随着含水的增加逐渐形成水驱优势通道，各层均不能高效开发，3层分采开发效果最好。

(3) 三维层间非均质水驱物理模拟实验结果对油田开发具有重要的指导意义，对纵向层间非均质性严重的油田，可通过层系重组以及单井提液措施，改善油田开发效果。