海上油田籠統(tǒng)注水層間干擾影響室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究

闞亮 王成勝 敖文君 田津杰 周文勝 劉晨

摘? ? ? 要： 針對(duì)海上油田籠統(tǒng)注水開發(fā)條件下產(chǎn)生的層間干擾問(wèn)題，開展了室內(nèi)物理模擬實(shí)驗(yàn)研究。研究中采用30 cm×30 cm×4.5 cm的三維平板物理模型，對(duì)比籠統(tǒng)注水和分層注水的開發(fā)效果，并利用巖心內(nèi)置的微電極對(duì)實(shí)驗(yàn)過(guò)程中巖心含油飽和度變化進(jìn)行監(jiān)測(cè)。研究結(jié)果表明，分層注水開發(fā)條件下的低滲層、中滲層、高滲層吸水量分別為0.42、0.44、0.53 PV，吸水量比值接近1∶1∶1.2，各滲透率層得到了有效開發(fā)，動(dòng)用貢獻(xiàn)率分別是22.50%、27.35%、50.15%，采出程度分別是7.11%、7.82%、10.94%，總體開發(fā)采收率為25.87%?；\統(tǒng)注水開發(fā)條件下，三個(gè)儲(chǔ)層滲透率的差異帶來(lái)的層間干擾影響相對(duì)嚴(yán)重，尤其是油井見水后，高滲透率儲(chǔ)層吸水量逐漸增大，對(duì)中低滲透率儲(chǔ)層吸水量的影響也逐漸增大，最終低滲層、中滲層、高滲層吸水量分別為0.02、0.28、0.80 PV，高滲層吸水量相對(duì)低滲層吸水量的比值高達(dá)40∶1，各滲透率層動(dòng)用貢獻(xiàn)率分別是1.19%、30.46%、68.35%，采出程度分別是1.83%、6.82%、11.16%，總體開發(fā)采收率為19.81%，較分層注水開發(fā)低了6.06個(gè)百分點(diǎn)，可見采用籠統(tǒng)注水方式中、低滲透率層開發(fā)程度有限，尤其是低滲透率層，未形成有效的水驅(qū)波及范圍，導(dǎo)致動(dòng)用程度相對(duì)較低。

關(guān)? 鍵? 詞：含油飽和度;籠統(tǒng)注水;分層注水;層間干擾

中圖分類號(hào)：TE 53? ? ? ?文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼： A? ? ? ?文章編號(hào)： 1671-0460（2019）10-2227-04

Abstract： In order to solve the interlayer interference problem caused by general water injection in offshore oilfields， laboratory physical simulation experiments were carried out. In this study， a 30 cm×30 cm×4.5 cm three-dimensional plate physical model was used to compare the development effect of general water injection and stratified water injection， and the changes of oil saturation in the core during the experiment were monitored by using the built-in microelectrodes. The results showed that the water absorption of low permeability layer， middle permeability layer and high permeability layer was 0.42， 0.44 and 0.53 PV， respectively;and the water absorption ratio was close to 1∶1∶1.2. The layers with different permeability have been effectively developed. The contribution rates of production were 22.50%， 27.35%， 50.15%， and the recovery degrees were 7.11%， 7.82%， 10.94%， respectively. The overall development recovery factor was 25.87%. Under general water injection development conditions， the interlayer interference caused by the difference of permeability of three reservoirs was relatively serious. Especially after water breakthrough of oil wells， the water absorption of high permeability reservoirs increased gradually， and the water absorption of medium and low permeability reservoirs also increased gradually. Finally， the water absorption rates of low permeability， medium permeability and high permeability reservoirs were 0.02 and 0. 28， 0.80 PV， the ratio of water absorption of high permeability layer to water absorption of low permeability layer was as high as 40∶1， the contribution rate of each permeability layer was 1.19%， 30.46%， 68.35%， the recovery degrees were 1.83%， 6.82%， 11.16%， and the overall development recovery rate was 19.81%， which was 6.06% lower than that of stratified water injection development. The development degree of the medium and low permeability layers was limited， especially the low permeability layers， effective water flooding sweep range was not formed， resulting in relatively low utilization degree.

Key words： Oil saturation; General water injection; Stratified water injection; Interlayer interference

海上油田通常采用大井段多層合采的開發(fā)方式，在籠統(tǒng)注水的開發(fā)條件下，油藏縱向非均質(zhì)性導(dǎo)致的層間干擾現(xiàn)象相對(duì)嚴(yán)重[1-7]。

對(duì)于生產(chǎn)過(guò)程中所出現(xiàn)的層間干擾問(wèn)題，石油行業(yè)科技工作者們分別從滲流機(jī)理、數(shù)值模擬、室內(nèi)巖心驅(qū)油實(shí)驗(yàn)、礦場(chǎng)試驗(yàn)等方面進(jìn)行研究。張士奇對(duì)氣井中發(fā)生層間干擾的條件和層間干擾對(duì)試氣資料的影響做了研宄[8]。王峙博等通過(guò)數(shù)值模擬和正交試驗(yàn)，得出平均滲透率是層間干擾對(duì)采收率影響最大的參數(shù)，其次是壓差、黏度、井距和滲透率級(jí)差[9]。鮮波等利用數(shù)值模擬方法和單因素、正交因素分析方法得到當(dāng)油藏上下部?jī)?chǔ)層滲透率級(jí)差在0.73～1.5時(shí)，各層能較為均衡地出油[10]。牛彩云等研究發(fā)現(xiàn)對(duì)于低滲透油田，滲透率級(jí)差引起的層間干擾相對(duì)較小，主要取決于層間壓差[11]。黃世軍等通過(guò)物理模擬實(shí)驗(yàn)得到普通稠油油藏多層合采過(guò)程中層間干擾現(xiàn)象普遍存在，合采時(shí)中高含水期（含水率大于60%）層間干擾對(duì)產(chǎn)油的抑制作用加劇，儲(chǔ)集層縱向滲透率的差異是影響層間干擾最主要的因素，可用儲(chǔ)集層基準(zhǔn)滲透率、滲透率級(jí)差和滲透率偏差綜合描述[12]。但是，在室內(nèi)同時(shí)考慮縱向和平面流場(chǎng)下的籠統(tǒng)注水層間干擾現(xiàn)象鮮有研究，本文利用三維平板巖心，對(duì)比研究籠統(tǒng)注水與分層注水的開發(fā)效果，并利用巖心內(nèi)置的微電極對(duì)實(shí)驗(yàn)過(guò)程中巖心含油飽和度變化進(jìn)行監(jiān)測(cè)。

1? 實(shí)驗(yàn)部分

1.1? 實(shí)驗(yàn)條件

（1）三維平板均質(zhì)模型，滲透率分別為：

1 000×10-3、2 000×10-3、5 000×10-3 μm2，尺寸為30 cm×30 cm×4.5 cm，采用反九點(diǎn)井網(wǎng)的1/4即一注三采的布井方式，飽和度電極按6×6網(wǎng)格布置。模型實(shí)物圖見圖1，微電極分布示意圖見圖2。

（2）實(shí)驗(yàn)用水：巖心飽和地層水和驅(qū)替用水采用室內(nèi)配制的模擬水，礦化度分別為6 071、9 374 mg/L;

（3）實(shí)驗(yàn)用油：室內(nèi)模擬油，55 ℃條件下黏度為70 mPa·s;

（4）實(shí)驗(yàn)溫度：55 ℃。

1.2? 實(shí)驗(yàn)方案

實(shí)驗(yàn)方案見表1。

如圖3所示，利用三維平板模型，分別進(jìn)行籠統(tǒng)注水和分層注水室內(nèi)物理模擬實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)過(guò)程中計(jì)量產(chǎn)出油水量并監(jiān)測(cè)壓力、含油飽和度的變化，后對(duì)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)進(jìn)行分析。

2? 實(shí)驗(yàn)結(jié)果及分析

2.1? 開發(fā)效果

按照表1所示方案，方案1-3和方案4分別采用分層注水和籠統(tǒng)注水的方式開發(fā)一個(gè)井控區(qū)塊，開發(fā)效果對(duì)比見表2和圖4-9。

由表2和圖4- 9可見，分層注水和籠統(tǒng)注水開采方式所用模型采出井均在注入量未達(dá)到0.1 PV時(shí)開始見水，由于油水黏度比值高，驅(qū)替過(guò)程中指進(jìn)現(xiàn)象嚴(yán)重。見水后，含水率迅速上升，在含水率達(dá)到80%以后，含水率上升速度減緩，含水率曲線和采出程度曲線趨于平緩。方案1- 4的注入平穩(wěn)壓力分別為：59.85、8.91、4.22、6.10 kPa。

無(wú)論采用分層注水方式開采還是采用籠統(tǒng)注水方式開采，油井見水后，含水率曲線呈快速上升趨勢(shì)，而當(dāng)含水率達(dá)到80%左右時(shí)，分層注水方式開發(fā)條件下的含水率曲線上升幅度要明顯小于籠統(tǒng)注水方式開發(fā)條件下的含水率曲線上升幅度，這主要是由于籠統(tǒng)注水開發(fā)條件下，三個(gè)儲(chǔ)層滲透率的差異帶來(lái)的層間干擾影響相對(duì)嚴(yán)重，尤其是油井見水后，高滲透率儲(chǔ)層吸水量逐漸增大，對(duì)中低滲透率儲(chǔ)層吸水量的影響也逐漸增大，最終低滲層、中滲層、高滲層吸水量分別為0.02、0.28、0.80 PV，低滲層吸水量相對(duì)高滲層吸水量的比值達(dá)1∶40，采出程度為1.83%，可見低滲層幾乎未得到有效動(dòng)用，中滲層吸水量相對(duì)高滲層吸水量比值接近1∶3，采出程度為6.82%，高滲層采出程度為11.16%。分層注水開發(fā)條件下的低滲層、中滲層、高滲層吸水量分別為0.42、0.44、0.53P V，吸水量比值接近1∶1∶1.2，各滲透率層得到了有效開發(fā)，采出程度分別是7.11%、7.82%、10.94%，其中低滲層、中滲層采出程度較籠統(tǒng)注水開發(fā)條件下低滲層、中滲層的采出程度分別高了5.28、1個(gè)百分點(diǎn)，而高滲層采出程度較籠統(tǒng)注水開發(fā)條件下高滲層的采出程度低了0.22個(gè)百分點(diǎn)。

這說(shuō)明分層注水開發(fā)條件下，層間干擾現(xiàn)象得到了控制，中、低滲透率層進(jìn)行了有效的開發(fā)，而籠統(tǒng)注水開發(fā)條件下，由于層間干擾現(xiàn)象相對(duì)嚴(yán)重，高滲層吸水量相對(duì)較大，整個(gè)高滲層進(jìn)行了“強(qiáng)水洗”，所以采出程度略高于分層注水開發(fā)方式下高滲層的采出程度，也正是由于籠統(tǒng)注水開發(fā)條件下這樣嚴(yán)重的層間干擾現(xiàn)象，導(dǎo)致整體開發(fā)采收率低于分層注水開發(fā)最終采收率。總體來(lái)看，采用分層注水方式開發(fā)最終采收率為25.87%，采用籠統(tǒng)注水方式開發(fā)最終采收率為19.81%，較分層注水開發(fā)低了6.06個(gè)百分點(diǎn)。

2.2? 含油飽和度變化

含油飽和度分布圖見表3和圖10-11。

為了分析不同階段的剩余油的動(dòng)用情況，定義動(dòng)用貢獻(xiàn)率R1和剩余油比例R2如下：

由表3和圖10-11可見，在層內(nèi)均質(zhì)條件下，水驅(qū)后剩余油主要分布在邊井和角井之間區(qū)域，分層注水開發(fā)后低、中、高滲透率層水驅(qū)波及區(qū)域剩余油飽和度為63.73%、61.23%、49.48%，動(dòng)用貢獻(xiàn)率分別為22.50%、27.35%、50.15%，可見中、低滲透率層得到了一定程度的動(dòng)用?；\統(tǒng)注水開發(fā)后低、中、高滲透率層水驅(qū)波及區(qū)域剩余油飽和度為74.28%、63.97%、50.62%，動(dòng)用貢獻(xiàn)率為1.19%、30.46%、68.35%。可見籠統(tǒng)注水開發(fā)條件下，中、低滲透率層開發(fā)程度有限，尤其是低滲透率層，未形成有效的水驅(qū)波及范圍，導(dǎo)致動(dòng)用程度相對(duì)較低。

3? 結(jié) 論

（1）采用分層注水方式開發(fā)最終采收率為25.87%，采用籠統(tǒng)注水方式19.81%，較分層注水開發(fā)低了6.06個(gè)百分點(diǎn)。

（2）在層內(nèi)均質(zhì)條件下，邊井和角井之間區(qū)域在水驅(qū)后具有剩余油富集分布區(qū)。

（3）分層注水開發(fā)后各滲透率層均得到了一定程度的動(dòng)用，而籠統(tǒng)注水開發(fā)后，中、低滲透率層開發(fā)程度有限，尤其是低滲透率層，未形成有效的水驅(qū)波及范圍，導(dǎo)致動(dòng)用程度相對(duì)較低。

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