非均質(zhì)油藏層間干擾室內(nèi)實驗研究

楊婷媛，曹廣勝，白玉杰，杜 童，王 哲，左繼澤

（東北石油大學提高采收率教育部重點實驗室，黑龍江大慶，163318）

油藏往往存在較為嚴重的層間非均質(zhì)性，如果采用多層合采的開發(fā)方式開發(fā)油藏，由于儲層非均質(zhì)性和油水兩相滲流差異而導致層間矛盾加劇，低效無效水循環(huán)嚴重，注水效率降低，嚴重影響水驅(qū)開發(fā)效果[1-5]。前人在層間干擾的研究方面取得了較多的研究成果[6-15]，但大多數(shù)的實驗研究只是針對中高滲透率巖心進行合采，并且只是進行雙管并聯(lián)實驗，對實驗數(shù)據(jù)解釋不全面，且不能真實地反映低滲透、非均質(zhì)差異較大的油藏多層合采時的層間干擾影響機理。因此，有必要利用多管并聯(lián)水驅(qū)油室內(nèi)實驗，研究不同非均質(zhì)程度層段在不同壓差下含水率、采出程度及最終采收率的差異，從機理上明確滲透率差異對層間干擾的影響規(guī)律，為層段細分調(diào)整和層段水量調(diào)整提供理論依據(jù)。

1 驅(qū)替壓差對不同滲透率巖心水驅(qū)效果的影響

1.1 實驗壓差選擇

為了能夠與實際生產(chǎn)相符，需要根據(jù)實際注采井間的壓差來確定實驗壓差，那么就需要確定注入井與采出井之間的壓力分布規(guī)律，為了方便計算，假設(shè)地層流體狀態(tài)為單相滲流。

在滲流力學中勢的定義為：

式中，Φ為距井r處的勢；K為地層滲透率；μ為地層流體黏度。

在平面上等產(chǎn)量一源一匯的勢的定義為：

式中，qh為單位油層厚度的流量；r1為地層內(nèi)任一點到匯（注水井）的距離；r2為地層內(nèi)任一點到源（生產(chǎn)井）的距離。

令地層內(nèi)注采井間某一點為M，注水井和生產(chǎn)井之間井距為L，即r2=L-r1，則在M點的勢為：

式中，q為日產(chǎn)液量；h為油層厚度。

化簡得到井間分布壓力為：

由于在井底流動中q、μ、K、h均為定值，因此令:，則有：

式（6）即為一源一匯注采井間壓力分布公式。實際井距L為105 m，井深h為1 000 m，則根據(jù)式（6）得到注采井間壓力及壓力梯度分布（見圖1）。

圖1 注采井間壓力分布Fig.1 Pressure distribution between injection and productionWells

從圖1可以看出，在給定的條件下，注采井之間的壓力主要集中在9～15 MPa，壓力梯度分布主要集中在0.1～0.2 MPa/m，因此確定本實驗恒定的注入壓力分別為0.05、0.10、0.15、0.20、0.30 MPa。

1.2 實驗材料及方案

實驗選取具有代表大慶中部西區(qū)巖心滲透率的人造巖心，巖心尺寸為300 mm×45 mm×45 mm，采用樹脂進行澆筑，具體巖心數(shù)據(jù)見表1。

表1 巖心基本數(shù)據(jù)Table1 Core basic data

選取滲透率為 20×10-3、60×10-3、180×10-3、540×10-3μm2的巖心在45℃的條件下進行四管并聯(lián)實驗（見圖2）。

圖2 不同驅(qū)替壓力下四管并聯(lián)實驗裝置示意Fig.2 Schematic diagram of four-pipe parallel experiment device under different displacement pressure

分別在注入壓力為 0.05、0.10、0.15、0.20、0.30 MPa的條件下驅(qū)替至含水率98%，測量四塊巖心油、水、產(chǎn)液量的變化，計算不同滲透率巖心在不同驅(qū)替階段的驅(qū)油效率、含水率變化規(guī)律。

1.3 實驗結(jié)果及分析

1.3.1 驅(qū)替壓力對采收率的影響 根據(jù)實驗數(shù)據(jù)，得到不同驅(qū)替壓力下各層的采收率（見表2）。

表2 不同驅(qū)替壓差下各層采收率Table2 Table of recovery for each layer under different displacement pressure

從表2可以看出，不同滲透率的巖心進行多層合采時，總體采收率隨著注入壓差的增加先增大后減小，說明存在一個合理的注采壓差。分析認為，在高壓驅(qū)替時，注采壓差大，低滲透率層動用程度好，但由于高滲透層過早見水，采收率較低，且迅速大量出水，整個水驅(qū)過程過早地達到了綜合含水率為98%，中低含水穩(wěn)定階段時間太短，累計注入水量（PV）較小，最終導致總體的采收率小。對于實際油藏，大部分層段內(nèi)驅(qū)替壓力梯度均不高于0.1 MPa/m，說明現(xiàn)階段即使油藏的綜合采收率達到了98%，其低滲透率層段也可能存在相對較多的剩余油，因此針對油藏高含水后期的開發(fā)，應(yīng)重點針對油層中部低滲透率層段開發(fā)。

圖3為不同驅(qū)替壓差下采收率與注入量（PV）的關(guān)系。從圖3可以看出，隨著注采壓差的增加，各層采收率差異逐漸減小。分析認為，注入壓差越大，高滲透層越早發(fā)生指進現(xiàn)象，低效無效水循環(huán)越嚴重，過早地達到了綜合含水率98%，導致巖心中仍有較多的剩余油還沒開采出來，采收率變低；而對于低滲透巖心，由于滲流阻力大，注入壓力越大，低滲透巖心孔隙動用的程度越好，采出程度越高，采收率越大。高滲透層采收率變低，低滲透層采收率變高，因此最終的結(jié)果是各層采收率差異變小。但在高壓條件下最終的采收率最小，這就指導現(xiàn)場在進行水驅(qū)時，注入壓力不宜過高，且要同時考慮高滲層和低滲層各自的采出程度。

圖3 不同驅(qū)替壓差下采收率與注入量的關(guān)系Fig.3 Relationship between recovery and injection volume at different displacement pressures

因此，在同一注入壓力下，達到綜合含水率98%時不同滲透率巖心水驅(qū)采出程度隨著巖心滲透率的增加而增加。且隨著驅(qū)替壓力的降低，水驅(qū)采出程度的差異越來越大，說明隨著水驅(qū)開發(fā)的逐漸深入，油藏內(nèi)層間矛盾將進一步的加劇，水驅(qū)高含水后期的開發(fā)需要針對低滲透率層段實施有針對性的、精準的開發(fā)策略。

1.3.2 驅(qū)替壓力對含水率的影響 在不同的注入壓力下達到綜合含水率98%時各層含水率的變化規(guī)律如表3所示。

表3 實驗結(jié)束時各層含水率的變化Table3 The change of moisture content in each layer atthe end of the experiment

從表3可以看出，在恒壓驅(qū)替的條件下，當綜合含水率達到98%時，540×10-3μm2的巖心水驅(qū)含水率達到99%以上，而20×10-3μm2的巖心仍未見水，說明當綜合含水率較高時，下一時刻綜合含水率的變化趨勢不僅與高滲透率巖心的出水量有關(guān)，還與低滲透率巖心的出油量有關(guān)，且注入壓力越低，低滲透率巖心動用效果越差。

在注入壓力為0.30、0.10、0.05 MPa的條件下，水驅(qū)不同滲透率巖心含水率的變化曲線如圖4所示。

由圖4可知，在同一驅(qū)替壓力的條件下，低滲透率巖心見水較晚。分析原因認為，一方面由于滲透率的差異導致低滲透率巖心滲流阻力較大，進而造成注入水優(yōu)先進入滲流阻力較小的高滲透率巖心當中，說明即使在恒壓并聯(lián)驅(qū)替的條件下，低滲透巖心必然會受到高滲透率巖心的影響；另一方面由于高、低滲透率巖心相對滲透率曲線特征的差異也導致了不同滲透率巖心在驅(qū)替過程當中滲流阻力差異逐漸增大，在兩方面原因的作用下，低滲透率巖心的見水時間相對于高滲透率巖心明顯增長。

由圖4還可知，低壓條件下含水率的上升幅度明顯高于高壓驅(qū)替時的含水率上升幅度，說明在低壓條件下更容易形成活塞式流動，而高壓驅(qū)替條件下則容易形成非活塞式流動，進而導致高壓驅(qū)替條件下兩相流動；另外達到綜合含水率98%時所需要的累計注入量呈現(xiàn)了先增加后減小的趨勢，說明要使綜合含水率達到某一階段，至少要求兩個方面的原因，即高滲透率巖心產(chǎn)水量足夠多，低滲透率巖心產(chǎn)油量足夠小，這就要求高含水后期的開發(fā)針對低滲透率層段提高波及體積的同時增加產(chǎn)出液量，對于高滲透率層段則增加洗油效率的同時降低產(chǎn)出水量。

圖4 不同驅(qū)替壓力下各層含水率隨PV數(shù)變化Fig.4 The change curve of water content of each layer with PV number under different displacement pressures

1.3.3 驅(qū)替壓力對分流比的影響 理論的分流比是根據(jù)巖心滲透率的大小來進行計算的。實驗巖心滲透率分別為 20×10-3、60×10-3、180×10-3、540×10-3μm2，計算得到的理論分流比為 2.5∶7.5∶22.5∶67.5，根據(jù)實驗數(shù)據(jù)，整理統(tǒng)計不同驅(qū)替壓差下各層分流比情況如表4所示。

從表4可以看出，低滲透層和中低滲透層的分流量與理論分流量相比明顯較小，說明多層合采時層間確實存在干擾現(xiàn)象，且對低滲透層干擾最為嚴重，因此在實際油田開發(fā)后期中，低滲透油藏存在分流量少，動用程度差的特點，應(yīng)重點針對低滲透層進行剩余油的挖掘，建議適當?shù)恼{(diào)剖堵水，必要的時候封堵高滲層。

表4 不同驅(qū)替壓差各層分流比Table4 Different displacement pressure difference shunt of each layer

2 滲透率級差對不同滲透率巖2心水驅(qū)效果的影響

2.1 實驗方案

采用滲透率級差分別為9、15、27、40的巖心在45℃下進行四管并聯(lián)恒壓（0.10 MPa）水驅(qū)油實驗，驅(qū)替至綜合含水率為98%，記錄各層的采出水、采出油量。計算不同滲透率巖心在不同驅(qū)替階段的驅(qū)油效率、含水率變化規(guī)律。實驗裝置如圖5所示。

圖5 不同滲透率級差下四管并聯(lián)實驗裝置示意Fig.5 Schematic diagram of four-pipe parallel experiment device with different permeability ratio

2.2 實驗結(jié)果及分析

2.2.1 滲透率級差對采收率的影響 驅(qū)替至綜合含水率為98%，記錄不同滲透率層的采收率如表5所示。從表5可以看出，驅(qū)替至綜合含水率98%時，隨著滲透率級差的增加，整體采收率逐漸變小。分析原因，隨著滲透率級差的增加，高滲透層的巖心滲透率變大，分流量增加，導致低滲透層和中低滲透層受到的干擾較為嚴重；分流量變小，采收率變低，導致整體的采收率變小。

表5 各層采收率Table5 Recovery table for each layer

不同滲透率級差的巖心在水驅(qū)條件下的采收率曲線如圖6所示。

從圖6可以看出，當滲透率級差為9時，各層的采收率差異較小，開發(fā)狀態(tài)較好；當滲透率級差逐漸增大時，各層采收率差異加大，低滲透層采收率不到20%。因此，現(xiàn)場進行注水時，建議將層系進行重新劃分，將滲透率級差在9以內(nèi)的層段進行合采，能夠減小層間的干擾。

圖6 不同滲透率級差下各層的采收率變化Fig.6 The recovery curve of each layer under different permeability levels

2.2.2 滲透率級差對含水率的影響 根據(jù)實驗數(shù)據(jù)繪制含水率與注入量的關(guān)系曲線如圖7所示。由圖7可知，隨著滲透率級差的增加，中低滲透率層段見水所需累計注入量逐漸增加，且滲透率級差大于27時，低滲透層還未見水，說明當開發(fā)到綜合含水率為98%時，低滲透率還有很多的剩余油未被開采出來。

圖7 含水率與注入量的關(guān)系Fig.7 Curve of water content and injection volume

因此，在開發(fā)前期，需要將層系進行重新劃分，建議將滲透率級差在9以內(nèi)的層段歸為一個層系進行開發(fā)；在開發(fā)后期，已經(jīng)進行了籠統(tǒng)注水一段時間，進入高含水階段，由于高滲透層的干擾，還有很多剩余油未被開采出來，建議對高滲層進行封堵，挖掘低滲透層剩余油。

3 結(jié) 論

（1）不同滲透率的巖心進行多層合采時，總體采收率隨著注入壓差的增加先增大后減小，說明存在一個合理的注采壓差。建議實際現(xiàn)場中注入壓力不宜過大，推薦注采壓差梯度在0.05～0.10 MPa/m，避免高滲透層過早見水突破，導致采出液過早的達到綜合含水率為98%，低效無效水循環(huán)嚴重，油藏剩余油過多。

（2）在同一注入壓力下，達到綜合含水率98%時不同滲透率巖心水驅(qū)采出程度隨著巖心滲透率的增加而增加，且隨著驅(qū)替壓力的降低水驅(qū)采出程度的差異越來越大，說明隨著水驅(qū)開發(fā)的逐漸深入，油藏內(nèi)層間矛盾將進一步加劇，水驅(qū)高含水后期的開發(fā)需要針對低滲透率層段實施有針對性、精準地開發(fā)策略。

（3）滲透率級差越大，低滲透層動用的程度越差，各層采收率差異越大，綜合采收率越小，低滲透層剩余油越多，無效低效水循環(huán)嚴重。建議現(xiàn)場將滲透率級差在9以內(nèi)的儲層作為一個開發(fā)層系進行合采，減小開發(fā)過程中的層間干擾。