高注水倍数非均质岩心驱油效果实验研究

闫文华， 焦 龙

(东北石油大学提高采收率教育部重点实验室，黑龙江大庆 163318)

高注水倍数非均质岩心驱油效果实验研究

闫文华， 焦 龙

(东北石油大学提高采收率教育部重点实验室，黑龙江大庆 163318)

双河油田ⅧⅨ油组经历了30多年的开发，目前已进入特高含水阶段。针对该区块地层特点，利用人造非均质岩心研究注水倍数、注入速度与非均质性的关系。结果表明，高注入水倍数下，虽然含水率很高，但累计产油量仍然比较有经济价值；渗透率级差对低渗透层的采收率影响比较大；提高注入水倍数与注入速度，室内实验极限采收率增加；现场注入速度在0.8～1.2 mL/min。

非均质岩心； 注水倍数； 注入速度； 采收率

由于我国油田差异大，且非均质性严重，已有的经验表明，油层非均质性对驱油效果影响较大，特别是对各小层的驱油效果和动态特征的影响更是复杂[1]。河南双河油田ⅧⅨ油组地处河南省唐河县和桐柏县境内，位于南襄盆地泌阳凹陷西南部的双河鼻状构造西部，油层以薄层为主，储层物性以低孔低渗为主。含油面积14.6 km2，地质储量1. 163 7×107t，自1978年投入开发以来，历经了层系局部细分、一次、二次井网加密和上倾部位井网加密、井网完善调整5个开发阶段，目前已进入特高含水开发后期[2-4]。截止2012年6月底，共有油井84口，开井73口，日产油水平153.6 t，日产液水平1 938.8 t，综合含水率92.66%。在其含水率已经达到90%的程度，不采用驱油剂而依旧采用水驱的方法，是否能够有效提高采收率，是本文研究的主要问题。

1 实验部分

1.1实验岩心

实验所用岩心为双河油田ⅧⅨ油组的物性参数制作的人造非均质岩心，长度为30 cm，横截面积为4.5 cm×4.5 cm。

1.2高注水倍数与非均质性的驱油实验

从注水倍数(PV)和驱油效率(ED)的定义出发，可以推导出注水倍数与驱油效率的数学关系式。已知相渗及矿场资料的条件下，应用该理论关系式可以简便快捷地计算水驱油的驱油效率[5]：

(1)

公式(1)说明，用增加注水倍数来提高采收率的方法是可行的[6]，但公式(1)是对于均质岩心的。因此，在非均质岩心中开展高注水倍数驱油实验，验证是否依旧可以提高采收率。

1.3注入速度与非均质性的驱油实验

非均质油藏在注水开发的情况下，经过长期注水开发后，油层易形成相对固定的注采连通对应关系：注入水总是沿着渗透率相对较高油层率先到达采油井底，而渗透率相对较低的油层不容易被注入水波及到，水驱动用程度很低[7-8]。会导致非均质油藏采收率很低[9-10]。

针对不同渗透率级差的非均质岩心，在相同岩心和不同岩心中改变注入速度实验，以验证非均质岩心中注入速度对提高采收率的效果。

表1 高注水倍数下非均质岩心驱油实验结果Table 1 The Experiment result of heterogeneous cres of high injection multiples flooding

注：0.4转1.6表示在0.4 mL/min下注入量达到所要求的数值基础上，提高注入速度至1.6 mL/min并水驱到一定 数值，并记录最终采收率；VK为渗透率变异系数，指渗透率标准偏差与平均值之比。

2 结果与讨论

2.1非均质性对注水倍数的影响

在3种非均质岩心上进行水驱实验，使注水倍数达到50 PV，A与C组的渗透率变异系数均为0.4，级差均为3，而B组的渗透率变异系数为0.62，级差为6。以方案3、8、13为例，如图1所示(其他方案类似)。相同注入速度下，达到50PV时，采出程度由多到少依次是A型、C型、B型。

如图1所示，A、B、C型岩心最终采收率分别为71.74%、70.53%、70.98%。在渗透率级差均为0.4时，A型岩心采收率大于C型岩心，而渗透率级差为0.4的两组岩心采收率均大于级差为6的C型岩芯。

图1 采收率与注入量关系图

Fig.1Therelationshipofrecoveryandinjectionvolume

注入0～5 PV时，采出程度分别为68.53%、64.6%、65.03%；注入10 PV时，采出程度分别为70.02%、68.35%、68.2%，提高了1.49%、3.75%、3.17%；注入30 PV时，采出程度分别为71.64%、70.2%、70.79%，提高了1.62%、1.85%、2.59%。可以看出，随着注入水倍数的增加，采收率是增加的。在注水倍数前5 PV为主要产油阶段。注水倍数在5 PV以后，产油量保持稳定增长，产水量很大，注入水利用率极低，但是在长期的水洗过程中仍可采出一定量的油，尤其是在10～50 PV，采收率分别提升1.72%、2.18%、3.17%。

尽管注入水倍数很大，但是在非均质岩心中，渗透率级差以及渗透率变异系数对采收率的影响很大。特别是在低渗透层中，注入压力受到的影响比较大。在保持注入压力不变，注入水倍数很大时，其中A型与C型低渗层在级差为3的情况下可以建立起较高的注采压差，使该层得到较好的动用；而B组岩心在级差为6的情况下，受到高渗透层的干扰，低渗透层无法建立足够的驱替压差，水驱效果不明显。

2.2非均质性下注入速度对驱油效果的影响

在相同非均质性条件下，按照注入速度为0.4、0.8、1.2、1.6 mL/min进行高注入倍数水驱实验，如图2所示，最终采收率分别为70.17%、70.98%、72.02%。注入速度为1.6 mL/min的采收率是最高的，其次是1.2 mL/min与0.8 mL/min的采出程度，但三者相差不大，而注入速度为0.4 mL/min的采出程度最低，为54.00%，对其在30 PV时提高注入速度至1.6 mL/min，采收率提高了4.02%，达到了58.02但其最终采收率比直接用1.6 mL/min少13.82%。

图2 不同注入速度下采收率与注入量关系曲线

Fig.2Therelationshipofrecoveryandinjectionvolumeatdifferentinjectionvelocity

非均质岩心中，注入速度是影响渗透率较小层形成水流通道的一个重要因素。只有当注入速度达到一定值时，即达到一定的注采压差，渗透率较小的层才能成为流体运移的有效通道。否则，注入速度小于该值时，只有前期渗透率较小的层会有少量油被采出，而注入后期，渗透率较小的层不能成水运移的通道。而适当提升或者定期改变注入速度(注入压力)，会使水流与常规连续注水有所不同，导致岩心中高低渗透层的压力不一致，从而提高采收率。当提高注入速度后，低渗透层压力变化不如高渗透层快，使得低渗透层的压力高于高渗透层，产生压力差，低渗透层中的水流向高渗透层，同时低渗透层中的剩余油也会随着水流的变化而采出。

注入速度过高，会导致注入井的注入压力增加。地层压力过高，相应的注入压力就有可能超过油层破裂压力，致使注入水不能正常注入，甚至在注入井附近产生裂缝，不利扩大波及体积。相反生产井地层压力过低，在油层中就要产生脱气现象，从而降低了生产井的产液能力。若按照油田的注入速度为1 m/d，经实验室转化，相当于注入速度为0.4 mL/min，建议现场的注入速度为0.8～1.2 mL/min。

3 结论与建议

(1) 在同一注入速度(注入压力)下，3种非均质岩心的注入水倍数与采收率的变化规律相似，均是在注入水倍数较小时，其采出程度增长较快，特别是0～5 PV的采出程度特别高；之后随着注入水倍数变大，采出程度的增长幅度比较小，在10～50 PV，采收率分别提升1.72%、2.18%、3.17%。其后期的累积产油量仍然比较可观，在目前油价下，仍然可以有较高的经济效益。

(2) 渗透率级差(渗透率变异系数)是非均质岩心驱油效果的主要影响因素，渗透率级差为3的时候，低渗层可以获得较高的采出程度；当级差为6的时候，低渗层单层采出程度相对较低。

(3) 提高注入水倍数，增大注入速度(注入压力)，室内实验极限采收率增加。

(4) 建议注入速度控制在0.8～1.2 mL/min，形成不稳定注水，在高、中、低渗透层之间产生不稳定的压力差以提高采收率，并且增加注入水倍数，提高采液指数，同时为了保证产水量不过高，在注入一段时间后，停止注水，达到控水的目的。

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(编辑 王亚新)

Heterogeneous Cres of High Injection Multiples Flooding Effect

Yan Wenhua， Jiao Long

(KeyLaboratoryofEnhancedOilRecovery,MinistryofEducation,NortheastPetroleumUniversity,DaqingHeilongjiang163318,China)

Shuanghe field ⅧⅨ oil group has been developed more than 30 years,and it has entered the especially high watery stage. According to the features of formation of the blocks, with artificial heterogeneous cores,the experimental study the relationship of multiple injection,injection rate and heterogeneity. The results show that under high multiples injecting water,although the moisture is very high,cumulative oil production still have more economic value; permeability ratio have a great impact on low-permeability layer; improving multiple injection and the injection rate,the ultimate recovery of laboratory experiments can be increased;they suggest that the injection rate should between 0.8～1.2 mL/min.

Artificial heterogeneous cores; Multiple injection; Injection rate; Recovery ratio

1006-396X(2014)04-0048-04

2013-10-08

：2014-03-19

国家重大专项“水驱开发效果评价及措施优化方法研究”资助(2011ZX05052-12)。

闫文华(1967-)，女，博士，教授，从事油田开发及提高采收率研究；E-mail：dqyanwh@163.com。

TE347

： A

10.3969/j.issn.1006-396X.2014.04.011