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(fā)育，儲層橫向分布較穩(wěn)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(zhì)常規(guī)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(fā)，縱向?qū)娱g和層內(nèi)非均質(zhì)性嚴(yán)重[2-5]。動態(tài)資料顯示，沙三上與沙三中層間干擾較大，注水井多數(shù)層達不到配注，現(xiàn)有井網(wǎng)大套合采難以實現(xiàn)均衡驅(qū)替[6-8]，為進一步了解層間非均質(zhì)性對水驅(qū)開發(fā)效果的影響[9-12]，進一步改善油田開發(fā)效果，開展了室內(nèi)三維非均質(zhì)模型水驅(qū)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(qū)替泵、層間三維模型及相應(yīng)的水釜、油釜、計量器、油藏飽和度監(jiān)測系統(tǒng)等組成。其中，油藏飽和度監(jiān)測系統(tǒng)主要由自動元件分析儀(電阻儀)、A/D數(shù)據(jù)轉(zhuǎn)換板、電阻數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)及計算機組成。層間非均質(zhì)模型的主體構(gòu)成根據(jù)墾利A油田的實際韻律特征，由石英砂與環(huán)氧樹脂膠結(jié)而成，模型單層規(guī)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(shù)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(jù)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(shè)計及實驗步驟

根據(jù)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(shù)測量三維模型飽和度，通過監(jiān)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(guī)律[18-20]，同時結(jié)合采出程度判斷層間非均質(zhì)性對開發(fā)效果的影響。共設(shè)計5組實驗：前3組實驗為3個小層同時驅(qū)替，驅(qū)替壓差分別為0.5、1.0、2.0 MPa；第4組實驗驅(qū)替壓差為1.0 MPa，3個小層初期同采，待高滲層不產(chǎn)油時關(guān)閉高滲層繼續(xù)開采中、低滲層，根據(jù)中、低滲層含水情況，逐步關(guān)閉高含水層；第5組實驗驅(qū)替壓差為1.0 MPa，3個小層分采。

實驗步驟：①實驗準(zhǔn)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(xù)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(wěn)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(tài)監(jiān)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(wěn)定后，停止飽和油。④恒壓法水驅(qū)油：以第4組實驗進行說明，以恒定壓力1.0 MPa進行水驅(qū)油實驗，每隔10 min測定電極電阻率值，當(dāng)高滲透層出口端不產(chǎn)油時，關(guān)閉高滲層注入、產(chǎn)出閥門，對中、低滲透層繼續(xù)進行水驅(qū)。當(dāng)中滲透層出口端不產(chǎn)油時，關(guān)閉中滲透層注入、產(chǎn)出閥門，單獨開采低滲透層，驅(qū)替至最終不產(chǎn)油，停止實驗。⑤實驗數(shù)據(jù)記錄及處理：通過測定某一時間下，網(wǎng)格內(nèi)電極的電阻率值，根據(jù)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(wǎng)格的波及情況，如果某網(wǎng)格已見水且連續(xù)2次測定的飽和度變化不大，則認為該網(wǎng)格己被完全波及；如果某網(wǎng)格已見水但連續(xù)2次測定的飽和度變化較大，則認為該網(wǎng)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(jié)果及分析

3.1 不同驅(qū)替壓差下水驅(qū)效果分析

圖1為不同儲層物性下驅(qū)替壓差對采出程度的影響。由圖1可知：層間非均質(zhì)模型3層合采時，在較低生產(chǎn)壓差下，低滲層采出程度遠低于中、高滲層。隨著驅(qū)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(qū)替壓差的升高有利于低滲層的動用，主要是因為驅(qū)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(qū)替壓差過高，注入水更易沿著高滲層竄進，形成水竄優(yōu)勢通道，因此，高滲層驅(qū)替壓差不宜過高。

圖1 不同儲層物性下驅(qū)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(qū)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(chǎn)井。由圖2可知：高滲層基本完全波及，在儲層縱向非均質(zhì)性嚴(yán)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(cè)及采出井附近的低滲透帶為剩余油富集區(qū)域；低滲層除注水井附近受到注入水的波及外，大部分區(qū)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(qū)后期油藏開發(fā)效果的主力區(qū)。隨著驅(qū)替壓差的增加，中、低滲層水驅(qū)波及效果越來越明顯，高滲層變化不大，提高驅(qū)替壓差對改善中、低滲層開發(fā)效果明顯。

圖2 注入1.2倍孔隙體積時不同驅(qū)替壓差對各層含水飽和度分布影響

3.2 不同驅(qū)替方式下水驅(qū)效果分析

為進一步研究不同驅(qū)替方式下水驅(qū)效果，設(shè)計3組方案：方案1是3個小層同時驅(qū)替，驅(qū)替壓差為1.0 MPa；方案2是驅(qū)替壓差為1.0 MPa，3個小層初期同采，待高滲層不產(chǎn)油時，關(guān)閉高滲層，繼續(xù)開采中、低滲層，根據(jù)中、低滲層含水情況，逐步關(guān)閉高含水層；方案3是驅(qū)替壓差為1.0 MPa，3個小層分采。實驗結(jié)果見圖3、4。由圖3可知：3層同采時，初期主力產(chǎn)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(qū)優(yōu)勢通道，高滲層高含水后，中、低滲層貢獻仍較小，階段累計產(chǎn)油量逐漸減小。由圖4可知：當(dāng)高滲層高含水時，關(guān)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(chǎn)能能進一步釋放；當(dāng)3個小層進行分采時，小層之間沒有層間干擾，各小層驅(qū)替均勻，總采出程度最高。研究結(jié)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(fā)帶來較大影響。高滲層的優(yōu)勢通道給中、低滲層的開發(fā)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(qū)開發(fā)效果。

圖33層同采時各小層采油量隨驅(qū)替倍數(shù)的變化

圖4 不同開采方式下采油量、采出程度變化

4 現(xiàn)場應(yīng)用分析

4.1 指導(dǎo)層系調(diào)整

目前墾利A油田3井區(qū)沙三段采用一套層系開發(fā)，縱向上分為8個油層組、24個小層，生產(chǎn)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(wǎng)不完善，生產(chǎn)過程中層間干擾現(xiàn)象嚴(yán)重，沙三上、沙三中驅(qū)替不均衡。生產(chǎn)過程中取得多口井產(chǎn)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(chǎn)能沒有全部釋放，且部分物性差的產(chǎn)層完全不產(chǎn)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(fā)方案設(shè)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(zhì)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(fā)效果，結(jié)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(chǔ)，提出對沙三上、沙三中細分層系開發(fā)。針對沙三上砂體疊合較好區(qū)域增加新井，老井的沙三上油層關(guān)閉，形成新的注采井網(wǎng)，沙三中調(diào)整原則一致。整體方案增加10口調(diào)整井，分層系方案與合采方案相比，產(chǎn)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(wǎng)合采時提高4.7個百分點。

4.2 指導(dǎo)單井措施

2018年年初，墾利A油田4井區(qū)3口油井含水快速上升，3口油井產(chǎn)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(chǎn)液剖面測試。測試結(jié)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(chǎn)出，高滲層形成優(yōu)勢通道。產(chǎn)液能力下降的3口井同樣表現(xiàn)出縱向?qū)娱g干擾明顯的情況，2/3的油層無產(chǎn)出，油井產(chǎn)能未充分釋放。結(jié)合測試和實驗結(jié)果，將含水快速上升的3口井的高含水層進行卡層作業(yè)，同時為了進一步釋放中、低含水層產(chǎn)能，提出將壓差放大1.5倍生產(chǎn)。針對產(chǎn)液能力下降的3口井，由于縱向跨度大，層數(shù)多，縱向滲透率級差明顯，及時對級差大的層實施關(guān)滑套作業(yè)。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(jié) 論

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

(2) 3層同采時，主力產(chǎn)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(qū)優(yōu)勢通道，各層均不能高效開發(fā)，3層分采開發(fā)效果最好。

(3) 三維層間非均質(zhì)水驅(qū)物理模擬實驗結(jié)果對油田開發(fā)具有重要的指導(dǎo)意義，對縱向?qū)娱g非均質(zhì)性嚴(yán)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(fā)效果。