層內(nèi)非均質(zhì)儲層內(nèi)部竄流規(guī)律實驗研究
——以大慶喇嘛甸油田為例

盧祥國，高建崇，2，何 欣，魏 偉，蘇延昌，裴秀玲

（1.東北石油大學(xué)提高油氣采收率教育部重點實驗室，黑龍江大慶 163000；2.中海石油天津分公司遼東作業(yè)區(qū)，天津 300452；3.中國石油大慶油田有限責(zé)任公司第六采油廠，黑龍江大慶 163000）

喇嘛甸油田儲層以多段多韻律特征為主［1-10］，利用某取心井資料確定了儲層內(nèi)各滲透層組合類型，即以層內(nèi)非均質(zhì)儲層為主。針對非均質(zhì)儲層內(nèi)各層分流特征，通常采用并聯(lián)巖心實驗來研究油藏各層注采量。韓培慧等研究了3種新型驅(qū)油方法的分流率與注入量的關(guān)系［11］；畢勇強等通過并聯(lián)均質(zhì)膠結(jié)巖心構(gòu)建了非均質(zhì)油藏模型，利用物理模擬驅(qū)油實驗分別研究了不同滲透率和滲透率級差條件下調(diào)剖劑的調(diào)剖驅(qū)油效果［12］；李宜強等通過室內(nèi)驅(qū)油實驗，對注入井分注時機和層段注入強度開展了進一步優(yōu)化，對比不分注實驗，評價各方案驅(qū)油效果［13］；何金鋼等采用并聯(lián)巖心組合方式確定了不同滲透率級差巖心的注入能力和分流能力特征，研究了泡沫與孔隙結(jié)構(gòu)的匹配關(guān)系［14］。也有一些專家學(xué)者采用層內(nèi)非均質(zhì)巖心研究油藏內(nèi)各層注采量［15］。張官亮等通過制作層內(nèi)非均質(zhì)巖心，結(jié)合CT掃描技術(shù)，研究了層內(nèi)非均質(zhì)性對開發(fā)竄流規(guī)律的影響，認(rèn)為滲透率級差對厚油層采出程度影響較大［16］。但該技術(shù)只能實現(xiàn)整體含水率變化，無法計量各小層竄流程度、竄流增強時機及各小層采出程度，并且實驗成本高、測試周期長、數(shù)據(jù)處理復(fù)雜，人為因素影響較大。為此，以喇嘛甸油田儲層為模擬對象，利用具有“分注分采”功能的巖心對各小層分別讀取實時監(jiān)測注采量的測試方法，開展層內(nèi)非均質(zhì)儲層內(nèi)部竄流規(guī)律實驗研究。

1 實驗原理、器材及方案

1.1 實驗原理

常規(guī)并聯(lián)巖心模擬的是儲層層間非均質(zhì)性，筆者創(chuàng)新地采用具備“分注分采”功能的層內(nèi)非均質(zhì)巖心模擬儲層非均質(zhì)性，對其開展水驅(qū)，通過計量注入端和采出端各小層的吸液量和采液量，計算分流率和采收率，據(jù)此探討儲層非均質(zhì)性和注入速度對分流率和采收率的影響。將單層采出端與注入端分流率差值作為衡量竄流程度的標(biāo)準(zhǔn)。注入端、采出端分流率及其差值公式分別為：

當(dāng)單層采出端與注入端分流率差值為正值時，即證明其他層有部分液量竄流至該層。當(dāng)單層采出端與注入端分流率差值為負(fù)值時，即證明該層有部分液體竄流至其他層位。通過分流率差值能夠反映出層內(nèi)非均質(zhì)巖心各小層液體的竄流方向及程度。

1.2 實驗器材及步驟

實驗材料 實驗用水為大慶喇嘛甸油田注入水，其中陽離子Ca2+，Mg2+和Na+質(zhì)量濃度分別為32.06，7.30和1 265.00 mg/L，陰離子CO32-，HCO3-，Cl-和SO42-質(zhì)量濃度分別為210.07，1 708.56，780.12 和9.61 mg/L，總礦化度為4 012.7 mg/L。實驗用油為大慶喇嘛甸油田采出油與輕烴混合而成，45 ℃下黏度為10 mPa·s。實驗巖心為具備“分注分采”功能的層內(nèi)非均質(zhì)巖心［17-22］，巖心包括高、中、低或上部、中部、下部3個滲透層，用于模擬儲層中不存在夾層的情況，巖心結(jié)構(gòu)示意見圖1，依據(jù)目標(biāo)油藏取心和測井資料確定厚油層內(nèi)各小層滲透率值（表1）。

表1 巖心各小層滲透率值Table1 Core permeability design

圖1 巖心結(jié)構(gòu)示意Fig.1 Core structure

實驗儀器 實驗儀器設(shè)備主要包括ICSO泵（可實現(xiàn)恒速注入）、壓力表、液位儀（可分別計量出每個層位的吸液量）等，除ICSO 泵外其他設(shè)備置于45 ℃恒溫箱內(nèi)。儀器裝置結(jié)構(gòu)示意見圖2。

圖2 小層吸液和采液量計量裝置結(jié)構(gòu)示意Fig.2 Structure of metering device for sublayer fluid absorption and recovery

實驗步驟 實驗步驟包括：①巖心抽真空飽和地層水，測定孔隙體積和孔隙度。②巖心注模擬地層水，測定不同注入速度下各小層分流率，并記錄注入壓力。③巖心飽和油，計算含油飽和度。④巖心水驅(qū)，直到含水率為98%。定期記錄注入壓力和收集采出液，計算巖心采收率、含水率和小層分流率，繪制巖心注入壓力、含水率和采收率與注入量的關(guān)系曲線以及小層分流率與注入量的關(guān)系曲線，據(jù)此探討厚油層各小層竄流現(xiàn)象對分流率和采收率的影響和作用機制。

1.3 實驗方案

滲透率級差對儲層內(nèi)各小層分流率的影響 將巖心Ⅰ、巖心Ⅱ和巖心Ⅲ抽真空飽和油后，采用大慶喇嘛甸油田注入水以0.9 mL/min的注入速度分別對其進行驅(qū)替，實驗過程中記錄實驗數(shù)據(jù)，得到巖心各小層分流率與注入量的關(guān)系以及注入壓力、含水率和采收率與注入量的關(guān)系。

注水速度對儲層內(nèi)各小層分流率的影響 將3塊相同的層內(nèi)非均質(zhì)巖心Ⅰ抽真空飽和油后，采用大慶喇嘛甸油田注入水分別以0.6，0.9和1.2 mL/min的注入速度進行驅(qū)替，實驗過程中記錄實驗數(shù)據(jù)，得到巖心各小層分流率與注入量的關(guān)系以及注入壓力、含水率和采收率與注入量的關(guān)系。

2 實驗結(jié)果分析

2.1 滲透率級差對儲層內(nèi)各小層分流率的影響

2.1.1 采收率和動態(tài)特征

從實驗結(jié)果（表2，圖3）可以看出，隨滲透率級差增加，中、低滲透層波及體積減少，水驅(qū)采收率減小，開發(fā)效果變差；隨注入量增加，注入壓力減小，含水率增大，采收率增加但增幅減小。機理分析認(rèn)為，隨注入量增加，巖心高滲透層采油量增多，含油飽和度降低，水相滲透率增加，滲流阻力減小，含水率逐漸升高，總體采收率增幅逐漸降低。

圖3 注入壓力、含水率和采收率與注入量的關(guān)系Fig.3 Relationships of injection pressure，water cut，and oil recovery with injection volume

表2 滲透率級差與采收率的關(guān)系Table2 Relationship between permeability ratio and oil recovery

2.1.2 小層分流率及采出程度

各小層吸液量主要取決于注入壓力（動力）和滲流阻力（阻力）的相對大小。各小層注入壓力均為注入端壓力數(shù)值，因此在分析吸液量及分流率時，僅需考慮滲流阻力變化規(guī)律。從圖4可以看出，在注入端，水驅(qū)初始階段（注入量為0～0.4 PV）注入水主要進入高滲透層。不同滲透率級差巖心隨注入量增加，注入壓力降低，高、中滲透層采出程度均有增加，由于高滲透層采出程度增加速度較中滲透層快，水相滲透率增加較快，因此滲流阻力下降較快，高滲透層吸液量和分流率反而增加。與此同時，注入壓力降低致使中、低滲透層分流率減少。水驅(qū)中后期（注入量為0.4 PV 之后），由于高滲透層采出程度趨于穩(wěn)定，注入壓力降低引起吸液量和分流率減小，此時中滲透層因采出程度增加，吸液量和分流率增大。與中、高滲透層相比，低滲透層吸液量和分流率較小，受注入壓力變化影響較小。在采出端，由于小層間存在竄流現(xiàn)象（表3），致使高滲透層分流率增加，且大于注入端。

圖4 各小層注采端分流率及采出程度與注入量的關(guān)系Fig.4 Relationships of diversion rates at injection end and production end and recovery percent of each sublayer with injection volume

從表3 可以看出，采出端與注入端分流率差值代表竄流程度。當(dāng)滲透率一定時，高滲透層采出端分流率大于注入端分流率，而中、低滲透層采出端分流率小于注入端分流率，說明在層內(nèi)非均質(zhì)巖心內(nèi)，中、低滲透層液流均有不同程度向高滲透層方向竄流的現(xiàn)象。隨巖心滲透率級差增大，層內(nèi)非均質(zhì)性增強，高滲透層采出端與注入端分流率差值分別為18.78%，14.68% 和7.18%；中滲透層分別為-18.60%，-14.19% 和-7.18%；低滲透層分別為-0.18%，-0.49%和0，整體采出端與注入端層間竄流程度減小，層間干擾作用減弱。

表3 采出端與注入端分流率Table3 Diversion rates at production end and injection end and their difference %

由巖心Ⅲ竄流程度與注入量的關(guān)系（圖5）可以看出，實驗過程中竄流程度分別在0.4 和0.8 PV 發(fā)生2 次增強。不同注入階段竄流現(xiàn)象強弱不同，在水驅(qū)開發(fā)初期，中、高滲透層竄流現(xiàn)象明顯，表現(xiàn)為中滲透層注入的模擬水沿高滲透層流出；在水驅(qū)開發(fā)中期，隨高滲透層優(yōu)勢通道逐漸形成，竄流現(xiàn)象削弱；水驅(qū)開發(fā)后期，竄流現(xiàn)象明顯增強。分析認(rèn)為，在水驅(qū)開發(fā)初期和后期，中、高滲透層多為油相連續(xù)或水相連續(xù)，兩層間滲流阻力差異相對較小；在水驅(qū)開發(fā)中期，高滲透層優(yōu)勢通道形成，多為水相連通，而中滲透層開發(fā)效果較差，為半油半水的“非段塞流”，兩層間滲流阻力差異較大，因而竄流現(xiàn)象削弱。

圖5 竄流程度與注入量的關(guān)系（巖心Ⅲ）Fig.5 Relationship between channeling degree and injection volume（coreⅢ）

2.2 注水速度對儲層內(nèi)各小層分流率的影響

2.2.1 采收率和動態(tài)特征

由巖心Ⅰ采收率實驗數(shù)據(jù)（表4）以及注入壓力、含水率和采收率與注入量的關(guān)系（圖6）可以看出，隨注入速度增加，注入壓力升高，吸水壓差增大，波及體積增加，水驅(qū)采收率提高。機理分析認(rèn)為，注入速度增加，注入水在巖心內(nèi)的滲流阻力增加，導(dǎo)致注入壓力增大，吸液壓差增加，巖心各小層吸液量增加，波及體積增加，采收率提高。

圖6 注入壓力、含水率和采收率與注入量的關(guān)系（巖心Ⅰ）Fig.6 Relationships of injection pressure，water cut，and oil recovery with injection volume（coreⅠ）

表4 采收率實驗數(shù)據(jù)（巖心Ⅰ）Table4 Experimental data of oil recovery（core I）

2.2.2 小層分流率及采出程度

由各小層注采端分流率及采出程度與注入量的關(guān)系（圖7）可以看出，隨注入速度增加，分流率增加。當(dāng)注入速度較低（0.6 mL/min）時，由于初始注入壓力較低，中、低滲透層吸液量較低，分流率較低。隨高滲透層采出程度增加，滲流阻力降低，其吸液量增加，致使中、低滲透層吸液量和分流率減小。當(dāng)注入速度較高時（0.9 和1.2 mL/min），盡管水驅(qū)過程中注入壓力也呈現(xiàn)逐漸下降趨勢，但中、低滲透層吸液量較大，采出程度較高，滲流阻力減小，進而導(dǎo)致分流率增大，其中中滲透層尤為明顯。

圖7 各小層注采端分流率及采出程度與注入量的關(guān)系（巖心Ⅰ）Fig.7 Relationships of diversion rates at injection end and production end and recovery percent of each sublayer with injection volume（coreⅠ）

進一步分析發(fā)現(xiàn)，當(dāng)注入速度較高時（0.9 和1.2 mL/min），隨注入量的增加，高滲透層分流率呈現(xiàn)先增加后減小趨勢，中滲透層分流率呈現(xiàn)先減小后增加趨勢。機理分析認(rèn)為，當(dāng)注入速度較高時，在水驅(qū)初期到中期（注入量0～0.4 PV），隨注入量的增加，高滲透層因采出程度增加而引起滲流阻力降低，并且滲流阻力降低速度要大于注入壓力降低速度，因而吸液量即分流率逐漸增加，此時中、低滲透層分流率則減小。在水驅(qū)中后期（注入量大于0.4 PV），隨注入量的增加，高滲透層因采油速度降低而引起滲流阻力降低速度減小，并且滲流阻力降低速度要低于注入壓力降低速度，因而分流率減小，中、低滲透層分流率則增加，其中中滲透層尤為明顯。與注入端相比，采出端高滲透層分流率逐漸升高，且注采端分流率差值的絕對值較大，中、低滲透層分流率逐漸減小，且注采端分流率差值的絕對值較小。

由各小層采出端與注入端分流率（表5）可以看出，改變注入速度能夠控制層內(nèi)非均質(zhì)巖心高滲透層采出端與注入端分流率。隨注入速度增加，高滲透層采出端與注入端分流率差值增大，竄流程度增強，高滲透層注采端分流率差值分別為2.19%，18.78%和21.15%，層間干擾作用增強，中、低滲透層采出端與注入端差值減小。

表5 注入速度與注采端分流率關(guān)系Table5 Relationships of injection rate with diversion rates at production end and injection end %

3 結(jié)論

在0～0.4 PV 水驅(qū)階段，高滲透層注入端分流率略低于采出端值；在0.4 PV 至水驅(qū)結(jié)束，高滲透層采出端分流率大幅度增加，中、低滲透層降低。由此可見，儲層內(nèi)各滲透層間存在明顯竄流現(xiàn)象。

在層內(nèi)非均質(zhì)巖心內(nèi)，中、低滲透層液流均有不同程度向高滲透層方向竄流的現(xiàn)象。隨注入量的增加，中、低滲透層的滲流阻力較大，因此高滲透層分流率增多。隨巖心滲透率級差增大，整體采出端與注入端層間竄流程度減小，層間干擾作用減弱。在水驅(qū)開發(fā)初期，中、高滲透層竄流現(xiàn)象明顯；在水驅(qū)開發(fā)中期，隨高滲透層優(yōu)勢通道逐漸形成，竄流現(xiàn)象削弱；水驅(qū)開發(fā)后期，竄流現(xiàn)象明顯增強。水驅(qū)結(jié)束時儲層內(nèi)各滲透層采收率從大到小順序為高滲透層、中滲透層和低滲透層。隨注入速度增加，中、低滲透層采出端與注入端分流率差值減小，高滲透層采出端與注入端分流率差值增加，竄流現(xiàn)象增強。

采取提高水井注入速度的方式可以達到增大注入壓力的目的，但由于高滲透層吸液量增幅遠(yuǎn)大于中、低滲透層的值，加之厚油層內(nèi)部竄流現(xiàn)象的影響，同時還對注入端、采出端和地面設(shè)備能力提出更高要求。因此，通過增加高滲透層滲流阻力才是提高注入壓力的有效技術(shù)途徑。

符號解釋

fdl——單層采出端與注入端分流率差值，%；

finl，foutl——單層注入端和采出端分流率，%；

Qll——單層累積產(chǎn)液量，mL；

Qwl——單層累積產(chǎn)水量，mL；

Rl——單層累積采出程度，%；

So——原始含油飽和度，%；

Vi——三層累積總注入量，mL；

Vil——單層累積注入量，mL；

Vo——三層累積總采出量，mL；

Vol——單層累積采出量，mL。