层状非均质油藏不稳定注水室内实验研究

2009-09-21王小林王杰祥

特种油气藏 2009年4期

王小林　王杰祥

摘要：为了认识不稳定注水的驱油机理和主要因素对不稳定注水开发效果的影响，采用人造2层纵向非均质块状模型进行不稳定注水和常规注水驱油实验。实验结果表明，不稳定注水有效地改善了层状非均质砂岩油藏的开发效果；地层纵向非均质性对不稳定注水开发效果影响显著；开始不稳定注水的时机越早越好，连续注水转不稳定注水的最佳时机是含水率40％左右；非对称型不稳定注水效果要好于对称型不稳定注水，其中短注长停方式效果最好。

关键词：不稳定注水；纵向非均质；注水效果；影响因素；采收率；室内实验

中图分类号：TE357.6文献标识码：A

前言

不稳定注水是改善非均质油藏注水开发效果的有效途径之一，具有简便、投资少、风险小、经济效益显著等特点。该技术是周期性地改变注水压力(或注水量)，在非均质地层中造成不稳定的压力降，在高渗透层与低渗透层之间的波动压差作用下，使各小层中的液体重新分布，并使注入水在层间压差的作用下发生层间渗流，促进毛管渗吸作用，提高了注入水在地层中的波及系数，使原来未被水波及到的低渗储层投入开发，从而改善了油藏的水驱油效果。自20世纪50年代末，前苏联以及美国一些学者相继提出不稳定注水的观点，并进行了理论研究、室内实验及矿场试验，取得了较好的效果。我国大庆、吉林、胜利等油田也进行了相关的试验，均取得了一定开发效果，但仍存在许多问题。因此，为了改善油田开发效果，使注水开发油田有规律可循，有必要对不稳定注水开发效果的主要影响因素进行室内实验研究。

1实验方法

为模拟非均质油层，采用将多个不同渗透率小层组成的非均质油层转化为渗透呈两级分布的2个小层的理论，选择合适粒径的石英砂与环氧树脂混合压制成纵向非均质块状岩心(共计8块)，包括高、低2个等厚渗透层，尺寸为20.0(2m×4.0 cm×4.0cm，岩心表面用环氧树脂封面(表1)。

为模拟油藏条件，实验温度定为65℃，与实际油藏温度相同。实验用油为原油和煤油按一定比例混合，在65℃下粘度为5.32 mPa·s，与实际地层原油粘度相近。模拟地层水和注入水用蒸馏水与化学试剂按实际离子组成配制。

在不稳定注水前，首先对模型进行抽真空、饱和地层水、饱和模拟油，之后以连续注水方式水驱油(水驱强度为1 mL／min)，至一定含水率后转入不稳定注水阶段。

在不稳定注水阶段，为了反映不稳定注水能够引起油藏压力波动这一基本特征，实验采用交替注水方式，利用注水井和采油井间压力差以及压力变化在不同渗透介质中的传递速度模拟实际不稳定注水过程。注水阶段以提高注水量为主要特征(水驱强度为1.6 mL／min)，使模型压力恢复到原始地层压力附近，并保持一定时间，直至高渗层与低渗层间建立新的毛管力平衡。停注阶段以注水井停注为主要特征，使模型非均质引起的毛细管渗流作用得以充分进行。

实验过程中，模拟油层纵向非均质程度、注水时机、注水周期更换频率等因素对不稳定注水开发效果的影响，揭示了主要影响因素下不稳定注水的开发效果及其变化规律。

2实验结果

根据实验研究的目的，各实验岩心经过5个周期的不稳定注水，均取得了较好的采油效果(表2)。采用不同不稳定注水类型与常规注水相比，均改善了水驱开发效果。高低渗透层渗透率差异为10：1的2^#～4^#岩心，在常规注水转不稳定注水含水率时机不同的情况下，采收率增加值为3.02％～5.26％；渗透率差异为2:1的5^#～7^#岩心，在注水周期更换频率不同的情况下，采收率增加值为1.85％～3.53％。

3不稳定注水开发效果的主要影响因素

在不均匀储层中采用不稳定注水，可使高、低渗透层间的油水发生对流，高渗透层中的水将低渗透层中的油置换过来。考虑到实际储层的非均质性及注水开发效果影响因素的多样性和复杂性，有必要通过物理实验研究不稳定注水开发效果的主要影响因素。

3.1储层纵向非均质性

地层渗透率的非均质性，特别是纵向非均质性，是采用不稳定注水的重要地质条件。从各实验模型小稳定注水采收率的增加值来看(表2)，储层纵向非均质程度越大(2层渗透率差异增大)，不稳定注水比常规注水提高采收率的幅度越大，效果越好，如3^#岩心和7^#岩心的高低渗透率分别为10:1和2:1，而3^#岩心最终采收率的增加值是7^#岩心的2.8倍。这说明纵向非均质越强，越有利于不稳定注水压力重新分布时的层间液体交渗流动，更有利于提高不稳定注水的开发效果。

3.2不稳定注水的有利时机

一般注水油田在开发初期大都采用常规注水方式进行开发，尽可能提高采油速度。当油田进入中高含水阶段后，随着含水率的上升，油田的注水量和产液量不断升高，采油速度下降，采油成本增加。因此，连续注水一段时间后，往往为了改善开发效果而转入不稳定注水。这就存在一个连续注水转入不稳定注水的最佳时机问题。最佳时机就是在这个时刻转为不稳定注水后，开发效果最好，采收率最高并且对开发年限的影响最小。为此，分别模拟2^#、3^#、4^#模型在常规注水开发至0％、40％、80％时的不稳定注水实验。所有不稳定注水实验结果均与常规注水实验结果进行比较(表2)。

由表2可以看出：

(1)不稳定注水对任何含水率阶段均有效，但效果不同。由表2看出，常规注水采收率为68.25％，不同开始时机的不稳定注水采收率(包括前期常规注水)分别为71.82％、73.51％、71.27％，其中含水率40％转不稳定注水改善效果最好，含水率0％转不稳定注水改善效果次之，含水率80％转不稳定注水改善效果较差。

(2)当注入水在油井未突破以前，3种不稳定注水开始时机的驱替特征基本一致，同一含水率下采收率相当；当注入水突破之后，连续注水越早转不稳定注水的驱替效果越好，累计总产油量越高，火系曲线越向右下方；在开采中后期，3种不稳定注水开始时机的驱替特征均表现为含水上升加快，采收率增加减缓。

3.3注水周期更换频率

注水周期更换频率表示注水量增加和减少阶段的长短，它会影响高低渗透层液体交渗数量和油层中压力的变化幅度。为了研究注水周期更换频率对不稳定注水效果的影响，采用纵向非均质程度相同的2块岩心5^#和6^#，初期采用常规注水，待水驱至含水率为40％左右时开始不稳定注水，注水

周期为不对称型周期，周期更换频率分别选为2：1(长注短停)和1:2(短注长停)，并将实验结果与进行对称型周期不稳定注水的岩心7^#实验结果进行比较(表3)。结果表明：注水周期波动频率中，非对称型不稳定注水效果明显好于对称型不稳定注水，其中注停比为1:2即短注长停方式效果最好，注停比为2:1即长注短停效果次之，注停比为1:1即对称型方式效果较差。这说明不对称型周期中的短注长停方式更有利于高低渗透层之之间形成较高的压差，促进层间液体交渗，提高水驱效果，但并不是意味着停注时间越长越好。停注时间太长会造成注入水的波及系数较小，使得高渗层进入低渗层的液体减少，注入水更容易沿高渗层突破，使油井无水采收率降低。

4不稳定注水驱油机理

不稳定注水室内实验表明，不稳定注水的驱油机理主要是油层非均质引起的纵向油水交渗效应，即通过注水量的改变，造成高渗透层与低渗透层之间的波动压差，充分发挥毛细管的吸渗作用，使油水发生纵向交渗流动，提高注入水波及系数，驱替出低渗层剩余油，达到增产和改善开发效果的目的。

不稳定注水过程包括注水升压和停注降压2个阶段，2个阶段交替进行。在注水升压阶段，由于高、低渗透层之间渗透率的差异，注入水大部分进入高渗部分，该部分水多油少，流体的粘度较小，而低渗部分油多水少，流体粘度较大。造成高渗水淹部分压力传导快，易彤成高压区；低渗部分压力传导慢，易形成低压区，这样在高、低渗透层间形成压差，从而产生交渗效应。根据达西定律，高渗部分的水会进入低渗部分驱油，将低渗部分的油驱入高渗部分。对于亲水油藏，毛管力是驱汕动力，由于油水接触面不断扩大，在油水接触而上毛管力自发地将高渗部分水吸入低渗部分而排驱油，血到高渗与低渗部分的压差和毛管力平衡为止。

在停注降压阶段，高、低渗部分的压力平衡被破坏，地层压力下降。高渗部分较低渗部分的压力下降快，高渗部分首先变成低压区，而低渗部分压力下降慢，成为高压区。高、低渗部分再次形成区间压差，高、低渗部分再次产生交渗效应，低渗部分的油和小部分水排入高渗部分而被采出。

因此，层状非均质油藏进行不稳定注水开发，主要是在地层中形成和改变高低压区，在区间压力的作用下，使地层纵向上的高、低渗部分小断发生油水交渗效应，采出低渗部分的油，从而提高水驱油采收率。

5结论

(1)与常规注水相比，不稳定注水能有效改善纵向非均质油层水驱油效果。

(2)地层渗透率的非均质性，特别是纵向非均质性，是采用不稳定注水的重要地质条件。储层纵向非均质越强，无论是常规注水还是不稳定注水，驱替效果都变差；但储层纵向非均质越强，不稳定注水比常规注水提高采收率的幅度越大，效果越好。

(3)开始不稳定注水的时机越早，最终采收率提高幅度越大。实验表明，连续注水转不稳定注水的最佳时机是含水率40％左右。

(4)不对称型周期中的短注长停方式要好于对称型不稳定注水，但停注时间不宜过长。

(5)不稳定注水驱油机理主要是油层非均质引起的高、低渗透层之间的纵向油水交渗效应。

参考文献

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