深部调驱后续水驱渗流特征——以蒙古林砂岩油藏为例

宋社民吴洪彪王哲姚尚胜李金奎Чжaн Бo.中国石油华北油田公司；.中国石油勘探与生产分公司；.秋明国立石油天然气大学

深部调驱后续水驱渗流特征
——以蒙古林砂岩油藏为例

宋社民1吴洪彪2王哲1姚尚胜1李金奎1Чжaн Бo3
1.中国石油华北油田公司；2.中国石油勘探与生产分公司；3.秋明国立石油天然气大学

深部调驱是改善砂岩油藏开发效果的重要技术之一，但是调驱后地层孔隙结构发生变化，后续水驱渗流规律与常用的化学驱技术又有所不同，剩余油分布认识更为困难。利用已大规模实施深部调驱技术的华北油田蒙古林砂岩油藏调驱井后续注水压降试井资料，采用双对数导数曲线和压力半对数曲线进行解释，并结合油井生产动态深入认识不同类型试井曲线对应的地层渗流特征。建立了砂岩油藏深部调驱后续水驱的渗流模式共5种类型，分别为无限导流型、有限导流型、双重介质型、凝胶段塞边界型及均质地层型。对于无限导流型和有限导流型渗流特征，需要进行注采井网调整和继续深部调剖；双重介质型压力导数曲线出现“凹”型特征，调驱后适当进行分注措施；凝胶段塞边界型和均质地层型，可以通过解除油井凝胶的堵塞来改善现有低压油井的地层能量状况。

深部调驱；后续水驱；现代试井；渗流特征；蒙古林；砂岩油藏

深部调驱是将调驱剂注入到油层深部剩余油富集区，扩大水驱波及体积和驱油效率，以达到提高采收率的目的，是二次开发、改善水驱效果的重要手段之一［1］。调驱剂类型目前主要有可动凝胶、聚合物微球、预交联颗粒、表面活性剂等。这些调驱剂注入到非均质性较强的砂岩油藏后，储层的孔隙结构发生改变，结构系数和相对分选系数升高，分选系数、歪度、峰态、孔喉半径均值、结构特征系数、均质系数有不同程度下降，剩余油分布更加复杂［2-4］，为进一步提高采收率带来更大的困难。现代试井解释方法建立起一种“整体综合分析”的方法［5］，任何一个研究对象，都可以看作一个系统，给系统一个“激动”，则系统就会出现相应的反应。程时清等建立了聚合物驱非牛顿-牛顿两区复合油藏试井模型的双对数典型曲线，典型曲线存在5个明显的流动阶段［6-7］，第Ⅴ段是总系统作用阶段，描述非牛顿流体和牛顿流体区域共同作用，由于受到内区非牛顿流体性质的影响，曲线表现出小幅度上翘。与均质地层相比，地层存在高渗透条带时的压力和压力导数曲线的过渡段明显陡峭，说明高渗透带压力过渡段类似压裂井，在过渡段后期曲线又呈现聚合物流体的特征。

笔者借鉴程时清利用试井方法研究聚合物驱渗流特征的思路，利用深部调驱井后的注水压降试井资料，应用现代试井解释方法分析深部调驱后续水驱渗流特征，结合油井生产动态反应特征，来综合判断剩余油分布，为井网调整改善水驱效果提供依据。

1 油田基本情况Basic conditions of the oilfield

1.1油藏地质特征

Geologic features of the reservoir

研究区块以扇三角洲前缘水道微相沉积为主，纵向分为1、2、3等3个小层，渗透率分别为75.3 mD、48.1 mD和2 301 mD。其中3小层分布稳定，是主力油层，有效厚度5.3 m。层内具有较强非均质性，渗透率极差范围1.8～2 800，地下原油黏度179 mPa·s，油水黏度比高达259。

1.2开发情况

Development background

该油藏于1989年注水开发，中低含水期采出程度仅6.52%，大多数的原油是在高含水期和特高含水期采出。2002年5月开展可动凝胶先导试验［8-10］，采用3级段塞注入，分别为3 000 mg/L、1 000 mg/L 和800 mg/L；注入地下孔隙体积倍数0.08 PV，注入速度0.08 PV/a。采取分区轮替注入的方式，达到了封堵大孔道、扩大水驱波及体积提高采收率的目的，实施后整个油藏产油量回升，预测提高采收率8个百分点。经过10年的开发，由于油井大量出砂引起的套变套损井占到油井总数21%以上；注水井压力逐年上升，压力系数高达1.88，部分油井压力偏低，平均仅为原始地层压力的52.6%，最低为2.3 MPa。

截至2015年4月，油水井数共计205口，其中油井119口，注水井86口，采油速度0.42%，综合含水91.46%，采出程度25.44%，注采井数比2.3。

2 深部调驱后地层渗流特征Seepage characteristics upon completion of deep profile control and oil displacement

深部调驱后的地层渗流特征与聚合物驱后的渗流特征相比有明显不同。从蒙古林砂岩油藏深部调驱后进行的10口水井和5口油井的压降恢复试井资料看，曲线压力变化规律更为复杂，类型也较多。根据压力及压力导数双对数曲线和压力半对数曲线形态，并结合油水井生产动态认识将深部调驱后地层渗流特征进行分类，共5种类型。

2.1无限导流型

Infinite flow type

该类型有3口井，以蒙18-16井为例（见图1），压力双对数曲线和导数曲线斜率1/2，纵坐标上间距约0.3对数周期，反映地层深部调驱后，长期高压注水冲刷形成具有裂缝特征的高渗透通道，高渗透通道半长大于300 m，与油井贯通。曲线一直处于续流段，后期有进入径向流动阶段的趋势。

图1　蒙18-16井压力及压力导数双对数曲线Fig.1 Log-log curves of pressures and pressure derivatives for Well Meng-18-16

2.2有限导流型

Finite flow type

该类型有4口井，以蒙20-21井为例（见图2），曲线一直呈斜率为1/4的直线平行上升，导数曲线与压力双对数曲线在纵坐标上间隔约0.6个对数周期，从曲线形态上具有有限裂缝模型的典型特征；这也是因为深部调驱后，长期高压水驱形成高渗透通道，但是高渗透通道的半长一般在30～128 m，小于油水井之间的距离。

以上2种类型的注水井从3号小层沉积微相来看，主要分布于分流河道，据井间密闭取心井蒙检2井资料，33小层厚度1～2 m，注水量已达1.4倍孔隙体积，受长期水驱冲刷后渗透率7 µm2，是原始渗透率的10倍多［10］；33小层位于河道内的油井，层间矛盾进一步加剧，1、2号小层基本没有变化，层间渗透率极差到200，这样水驱波及范围呈长窄条状，故不稳定试井反映出上述特征。

图2　蒙20-21井压力及压力导数双对数曲线Fig.2 Log-log curves of pressures and pressure derivatives for Well Meng-20-21

2.3双重介质型

Double media type

该类型有2口井，其特征是井筒储集时间较短，曲线很快进入了径向流动段。导数曲线出现一个明显的“凹”，这是由于深部调驱目的层3号小层封堵后，启动相对低渗层，后期导数曲线出现上翘，是注入水与调驱凝胶段塞变化界面引起［11］，凝胶界面与注入井的距离为119 m。

图3　蒙17-16井压力及压力导数双对数曲线Fig.3 Log-log curves of pressures and pressure derivatives for Well Meng-17-16

2.4凝胶段塞边界型

Gel plug boundary type

该类型有3口井，从图4可以看出，该类型井关井后很快就进入了径向流动段，后期导数曲线出现上翘，分析原因是探测到了深部调驱高浓度凝胶段塞［11］，黏度高达几千mPa·s，距离注入井一般约120 m，其中蒙14-16井边界反应305 m，已经探测到油井生产反应。

图4　蒙19-17井和蒙14-16井压力及压力导数双对数曲线Fig.4 Log-log curves of pressures and pressure derivatives for Well Meng-19-17 and Well Meng-14-16

2.5均质地层型

Homogeneous formation type

5口油井试井测试均为该类型，油井压力及压力导数双对数曲线在短暂的井筒储集段后，压力双对数与导数曲线开始分叉，曲线进入径向流动段，属于均质地层渗流特征。测试的5口油井中4口地层压力比较低，一般在2.3～6.1 MPa，这些低压井有凝胶段塞边界一般在100 m左右；剩下1口井地层压力较高。

低压均质地层渗流特征出现的原因主要是高浓度凝胶段塞被推到油井附近，造成油井低压，故地层压力较低，而且地层压力还呈现逐渐下降趋势。以蒙19-16为例，2008年测试地层压力为3.26 MPa，2011年测试地层压力为1.6 MPa，压力下降了1.66 MPa，油水井注采压差达到28 MPa以上（图5、图6）。

图5　蒙19-16井压力及压力导数双对数曲线Fig.5 Log-log curves of pressures and pressure derivatives for Well Meng-19-16

图6　蒙19-16井2008年和2011年地层压力测试结果Fig.6 Results of formation pressure tests for Well Meng-19-16 in 2008 and 2011

深部调驱调驱剂的流动方向受储层平面非均质性影响，在后期注水开发中，造成平面上不同部位的油井出现高压、低压现象。例如注水井蒙19-17井地层压力16.88 MPa，是原始地层压力的2.07倍，凝胶段塞边界在102～133 m，由于凝胶段塞的封堵作用造成注水井附近高压；而油井在没有凝胶段塞边界响应条件下，如果受地层压力传导影响也会是高压，对应油井蒙18-17井从压力半对数曲线看无凝胶段塞边界响应，地层压力为11.93 MPa，比原始地层压力7.81 MPa高出4.12 MPa。因此，一个注水井组凝胶段塞推进方向油井有边界响应，则地层压力低；反之则地层压力高。另外还可以推测出油水井之间凝胶段塞的压力损耗在10 MPa左右。

3 不同类型渗流特征对应的挖潜对策Countermeasures for various seepage characteristics to explore reservoir potentials

根据深部调驱后储层的变化情况及不同的开采对策，进一步将上述5种类型的渗流特征归纳为3类。

第1类：深部调驱后在长期注水冲刷下形成了高渗透通道，试井解释曲线中的无限导流型和有限导流型属于该类。

第2类：深部调驱后层间吸水差异明显改善，低渗透层启动，导数曲线出现“凹”型特征，试井解释曲线中的双重介质型属于该类。

第3类：深部调驱注入调驱剂浓度过高，油水井试井曲线均反映出均质地层的特征，凝胶段塞推进方向油水井均能测出边界反应，并且推进方向的油井地层压力低，液量递减速度快，试井解释曲线中的凝胶段塞边界型和均质地层型属于该类。

这3种类型渗流特征不利于深部调驱后续注水开发，必须进行注采井网调整和深部调驱工作［12-15］，改善后续水驱开发效果。对于第1类渗流特征，需要继续对新形成的高渗透通道进行深部调驱，油井大量出砂套管损坏的中北部地区进行井网调整，提高平面水驱波及体积，挖潜平面剩余油潜力；对于第2类渗流特征，要继续调整层间矛盾，调驱后适当进行分注措施，提高加强油层动用程度，挖潜层间潜力；对于第3类渗流特征，由于凝胶封堵强度过大，造成油水井之间压力传导困难，可以通过解除油井凝胶的堵塞［16］来改善现有低压油井的地层能量状况，同时，要控制注水强度。

4 现场应用效果Field applications

根据3种类型渗流特征修订油藏属性模型，应用Elipse油藏数值模拟软件进行数值模拟，剩余油分布受沉积和可动凝胶调驱的影响，总体上，水流优势通道沿水下分流河道展布（图7）。优化深部调驱后注水政策，注采比在0.9比较适宜（图8）。根据不同渗流特征和剩余油富集区需要选择不同的治理对策。对于后续水驱形成高渗透通道而调驱剂没有突破，以及层间矛盾改善明显的，要建立科学的调驱体系和放置技术，用可动凝胶-表面活性剂复合驱继续对水井进行有效封堵［17］。该项措施实施9口井，综合含水下降3个百分点，单井组增油量425 t，提高162%，有效期增加1倍以上。对于后续水驱形成高渗透通道造成套管损坏和凝胶强度过大造成对应油井低液的，在水流优势通道的侧翼将原反七点法井网旋转30°，在油井连线中点钻新井进行调整。自2013年蒙古林砂岩油藏共新钻油井7口，无水采油期平均3个月左右，见水后含水85%左右，到目前一直稳定，低于油藏整体含水6个百分点，截至2015 年4月，7口井累积产油1.4×104t。

图7　33小层剩余油饱和度图Fig.7 Saturation of residual oil in Sublayer-33

图8　含水与采出程度关系曲线Fig.8Correlation between water content and recovery factor

5 结论Conclusions

（1）深部调驱后续水驱的压力和压力导数双对数曲线与聚合物驱的渗流特征明显不同，不仅曲线形态不同而且类型较多，整体看深部调驱后受地层孔道冲刷的影响，后续水驱渗流规律更为复杂。

（2）深部调驱后的渗流特征归纳为3类：高渗透通道型，试井解释曲线中的无限导流型和有限导流型属于该类；层间吸水差异明显改善，低渗透层启动，导数曲线出现“凹”型特征，试井解释曲线中的双重介质型属于该类；凝胶段塞推进方向油水井均能测出边界反应，并且推进方向的油井地层压力低，液量递减速度快，试井解释曲线中的凝胶段塞边界型和均质地层型属于该类。

（3）利用调驱井后期注水压降和油井压力恢复试井的历史资料，应用现代试井解释方法解释深部调驱后续水驱渗流特征，结合油井生产动态反应特征，来综合研究深部调驱后剩余油分布，为后期井网调整改善水驱效果提供依据是可行的。

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（修改稿收到日期 2016-01-11）

〔编辑 朱 伟〕

Seepage characteristics of water-flooding operations after deep profile control and oil displacement: A case study of Menggulin sandstone reservoir

SONG Shemin1， WU Hongbiao2， WANG Zhe1， YAO Shangsheng1， LI Jinkui1， Чжaн Бo3
1. PetroChina Huabei Oilfield Company， Renqiu， Hebei 062552， China； 2. PetroChina Exploration & Production Company， Beijing 100004， China；3. Tyumen State Oil and Gas University， Tyumen 625003， Russia

Deep profile control and oil displacement are key techniques deployed to enhance development performances of sandstone reservoirs. With changes in formation pore structures upon completion of profile control， together with consequential water-flooding seepage patterns and different chemical flooding techniques， it may become even harder to clearly understand distribution of residual oil. Under such circumstances， test data in deep profile control and oil displacement in Menggulin sandstone reservoir of Huabei Oilfield after deep profile control and oil displacement operations were used in combination with log-log derivative curve and pressure semi-log curve for data interpretation. In addition， production performances were analyzed to highlight seepage characteristicsCorresponding with relevant plots. Sandstone reservoir deep profile control and oil displacement. Seepage patterns in consequential water-flooding operations can be categorized into 5 types， i.e. infinite flow， finite flow， double media， gel plug boundary and homogeneous formation.With regard to seepage characteristics of infinite flow and finite flow types， well patterns can be modified to proceed with deep profile control operations. As for the concave features in pressure derivative curves of double media type， suitable flooding operations in different layers can be performed upon completion of profile-control operations. As for gel plug boundary and homogeneous formation types， formation energy conditions in low-pressure oil producers can be enhanced through removal of gel plugs in these wells.

deep profile control and oil displacement； consequential water flooding； modern well test； seepage characteristics；Menggulin； sandstone reservoir

SONG Shemin， WU Hongbiao， WANG Zhe， YAO Shangsheng， LI Jinkui， Чжaн Бo. Seepage characteristics of waterflooding operations after deep profile control and oil displacement： A case study of Menggulin sandstone reservoir［J］.Oil Drilling & Production Technology， 2016， 38（2）： 232-237.

TE343

A

1000 -7393（ 2016 ） 02 -0232-06

10.13639/j.odpt.2016.02.020

中国石油天然气股份公司重大科技专项“华北油田上产稳产800万吨关键技术研究与应用”（编号：2014E-3507）。

宋社民（1963-），现从事油气田开发研究与管理工作，高级工程师。通讯地址：（062552）河北省任丘市华北油田公司机关。电话：0317-2756232。E-mail：kfb_ssm@petrochina.com.cn

引用格式：宋社民，吴洪彪，王哲，姚尚胜，李金奎，Чжaн Бo.深部调驱后续水驱渗流特征——以蒙古林砂岩油藏为例［J］.石油钻采工艺，2016，38（2）：232-237.