非均质性油藏剩余油产生机理实验研究

方 勇 杨胜来 陈 璨 马铨铮 丘志鹏 徐 斌

(中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室， 北京 102249)



非均质性油藏剩余油产生机理实验研究

方 勇 杨胜来 陈 璨 马铨铮 丘志鹏 徐 斌

(中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室， 北京 102249)

为深入掌握非均质性油藏剩余油的产生机理，设计填砂管并联水驱油室内物理模拟实验开展研究。结果表明,油藏的非均质性导致高渗带的渗流阻力远低于低渗带的渗流阻力，使得大部分注入水直接进入渗流阻力更小的高渗带，使得高渗带的驱油效率较高，而低渗带赋存大量剩余油；随着水驱的进行，高渗带容易形成水流优势通道，波及效率降低，因此封堵水流优势通道，可提高整个油藏的波及效率和采出程度。

非均质性油藏； 剩余油； 渗流阻力； 驱油效率； 波及效率

储层非均质性是指岩石地质物理性质的变化特征，明确由储层非均质性导致剩余油产生的机理是有效动用剩余油的前提[1-2]。国内外对平面非均质性油藏剩余油产生机理的研究大多从2个方面开展：(1)从砂体的几何形态及顶底起伏，砂体的延伸方向和展布规律，砂体的连通性等宏观地质因素方面阐述[3-5]；(2)在进行模拟水驱油实验时,主要用仿真模型和真实储层模型等2种方法[6-8]。本次研究通过填砂管水驱油实验，从渗流阻力和渗流优势通道方面阐述剩余油的产生机理。

1 实验装置及流程

1.1 实验材料

实验岩心:2根长度为59.00 cm，内径为2.58 cm的填砂管D1和D2。D1管的液测渗透率为2.951×10-3μm2，孔隙度为37.74%；D2管的液测渗透率为0.484×10-3μm2，孔隙度为26.36%。

1.2 实验装置

采用美国产CFS-100多功能综合驱替系统和美国产Ruska PVT-3000高压物性实验装置。整个实验过程在85 ℃恒温下进行，实验流程如图1所示。

图1 实验流程图

(1)将填砂管抽真空，饱和地层水后称取填砂管质量。

(2)将填砂管模型饱和地层油，形成束缚水。

(3)分别进行单管水驱油实验，记录时间、填砂管两端压力、产油量、产水量等数据。

(4)将2个填砂管再次饱和地层油，形成束缚水。

(5)将2个填砂管并联，开展水驱油试验，记录时间、填砂管两端压力、产油量、产水量等数据。

2 实验结果与分析

2.1 单管实验结果

将2个填砂管分别进行水驱油实验，其驱油效率和含水率随注水孔隙体积倍数的变化关系如图2所示。对于高渗透D1管，在总注水孔隙体积倍数为0.11 PV时采出端开始见水，为1.85 PV时，其含水率达到95%，驱油效率达到75.15%，最终驱油效率为77.02%；对于低渗透D2管在总注水孔隙体积倍数为0.25 PV时采出端开始见水，为1.94 PV时,其含水率达到95%，驱油效率为68.73%，最终驱油效率为69.40%。由此可知填砂管单独水驱时，D1管比D2管采出端见水较早，含水率比D2管提前达到95%，但是尽管2填砂管的渗透率相差很大，但最终驱油效率相差不大，D1管的驱油效率高出D2管7.62%。

图2 单管驱替时各管驱油效率和含水率曲线

并联时各管驱油效率曲线如图3所示。D1管最终驱油效率为76.86%，D2管最终驱油效率为9.61%。与单管最终水驱驱油效率比较可知：D1管驱油效率下降0.16%,变化甚微，D2管最终驱油效率下降幅度大，为59.79%，合采时低渗透填砂管的动用程度低，因此合采后，剩余油大部分在低渗区富集。

图3 并联时各管驱油效率曲线

图4为并联时各管水驱分流量百分比曲线，整个水驱过程可以分为5个阶段：

I阶段：当高渗透管和低渗透管同时开始注水驱替时，由于二者渗透率相差较大，驱替开始时，100%的驱替流体进入到高渗透管中。

II阶段：随着驱替的进行，高渗透管中形成了油水两相流动，渗流阻力增大，高渗透管的渗流能力下降，于是部分注入水进入到了低渗透管。

III阶段：随之在低渗透管中也形成了渗流阻力较高的两相流动，因而导致其渗流能力下降，于是一些注入水又进入高渗透管。

IV阶段：当高渗透管中有更多的水进入，渗流能力进一步下降，于是低渗透管的分流百分比又出现了一个高峰，以此循环。

V阶段：当总注水孔隙体积倍数达到0.89 PV时，由于高渗透管中已基本全部是水，剩余油饱和度很低，而水的黏度相对较小，渗流阻力大大降低，而低渗透管中还有大量的剩余油，其渗流阻力很高，所以注入水不再进入低渗透管，因而，在注水驱替后期，高渗透管的分流量百分比达到了100%。

通过以上分析可知在实际地层中，剩余油在低渗区大量富集，其根本原因是油藏中高渗区渗流阻力远远小于低渗区渗流阻力，从而导致注水开发时，注入水大部分进入高渗区驱油，低渗区注入水波及效率较低，而当高渗区形成水流优势通道后，更多的注入水沿此优势通道流过，形成大量的无效水循环，若不采取改善调整措施，自此整个油藏的波及效率和采收率将不会明显提高。

图4 并联时各管水驱分流量百分比曲线

3 结 语

(1)储层的非均质性造成驱替流体在进入地层时所受渗流阻力不同，驱替流体容易进入渗流阻力较小区域，该区驱油效率较高，而在渗流阻力较大区域形成剩余富集油。

(2)注入流体进入非均质地层时，进入高渗区和进入低渗区的流量受整个渗流系统控制，且随着时间变化而变化，其本质是由储层中赋存流体渗流的复杂性和渗流阻力的大小共同决定的。

(3)当储层中含水率较高，形成水流优势渗流通道时，就要采取相应措施，对优势渗流通道进行封堵，促使注入流体改向，进入非优势渗流区域，提高波及效率，增加整个储层的采出程度。

[1] 钟大康,陈景山,林维澄.新开地区油气储层物性影响因素评价[J].西南石油学院学报,1998,20(1):21-23.

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[3] 高博禹,彭仕宓,王建波.剩余油形成与分布的研究现状及发展趋势[J].特种油气藏，2004,11(4)：8-11.

[4] 封从军,鲍志东,陈炳春,等.扶余油田基于单因素解析多因素耦合的剩余油预测[J].石油学报,2012,33(3):445-471．

[5] 李洪玺,刘全稳,温长云,等.剩余油分布及其挖潜研究综述[J].特种油气藏，2006,13(3):9-11.

[6] 付晓燕,孙卫.低渗透储集层微观水驱油机理研究[J].新疆石油地质, 2005,12(6):681-683.

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Experimental Study on Generating Mechanism of the Remaining Oil of the Heterogeneity Reservoir

FANGYongYANGShenglaiCHENCanMAQuanzhengQIUZhipengXUBin

(MOE Key Laboratory of Petroleum Engineering, Petroleum University of China, Beijing 102249, China)

In order to further understand the generating mechanism of remaining oil of the heterogeneity reservoir, we have designed a water flooding test in the plane parallel sand-filled pipe. The results show that due to heterogeneity the flow resistance of high permeability zone is far lower than that of low permeability zone in the heterogeneous reservoir, and most of the injected water goes into the high permeability zone spontaneously, which makes the water-oil displacement efficiency in the high permeability zone higher, and the low permeability zone retaining a larger number of remaining oil. And with water driving, high permeability zone is easy to form the dominant water channels, then sweep efficiency decreases. Therefore, blocking the dominant flow channel is very important to improve the sweep efficiency and oil recovery of the reservoir.

heterogeneity reservoir; remaining oil; flow resistance; water-oil displacement efficiency; sweep efficiency

2015-03-07

国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发”(2011ZX05032-002)

方勇(1989 — )，男，中国石油大学(北京)在读硕士研究生，研究方向为油气田开发工程。

TE312

A

1673-1980(2015)05-0034-03