延长M油田非均质低渗油藏水驱开发效果实验研究

2018-06-22张丽娜

石油地质与工程 2018年3期

关键词：渗层采出程度质性

张丽娜

（中国石油辽河油田勘探开发研究院稀油开发所，辽宁盘锦 124010）

储层非均质性是在沉积、成岩及构造演化过程中形成的，是影响低渗透油藏储量动用程度的关键因素[1]。在探究储层非均质性的前提下，把握相对差层的动用，对提高水驱效果显得尤为重要[2-4]。

1 实验设计

本次实验以研究区实验井组为研究对象。经统计岩心平均孔隙度为 12.47%，平均气测渗透率为0.360 0×10–3μm2，平均液测渗透率为 0.108 3×10–3μm2，渗透率级差为22。

图1 实验装置流程

实验采用SLZ装置，可对实验井组的9块岩心进行组合实验研究，模拟注采井组间水驱波及特征。进口处选用流量控制器分别以 0.2，0.4，0.8，1.2 mL/min的速度进行驱替。为缩小误差，出口处选用1 mL量程毛管进行油水分离计量，模拟合注分采、单注单采及逐层关闭的开发方式，探讨渗透率级差对非均质油藏开采的影响。从平面非均质性入手，所选岩心依照图1分布形式排列组合，探讨注入流体推进方向以及见水时间。将所有岩心分别加压饱和盐水及原油，按照井组分布顺序放入实验装置进行驱替实验。

2 实验结果

2.1 层间非均质性

观察驱替过程中高、中渗层在含水达到98%时，不同注入速度下的低渗层采出状况及压力变化，对注驱效果进行分析[5-7]。将实验岩心按照渗透率大小由高至低划分为高、中、低渗三组（表 1）。以 0.2 mL/min的速率注水，当高渗层出口含水率达到98.1%时，测得高、中、低渗层采出程度依次为 47.6%、29.8%、5.3%。关闭高渗层，以相同速度继续注驱中、低渗层，在中渗层含水率上升至98%时，测得采出程度依次为40.7%，12.7%。再以该速度对低渗层进行单独注驱，测得采出程度为29.8%。同样，再以其它注驱速度进行注驱，在岩心出口含水率达到98%时依次关井，得到实验结果（表2）。实验表明，由于储层层间非均质性的存在，合注过程中大部分水进入吸水性好的高渗层，而低渗层吸水量极小，进而造成各层动用程度及采出程度的不均衡。储层物性好，吸水好、动用程度高、采出程度高；储层物性差，吸水差、动用程度低，采出程度低、剩余油相对较富集。

从表2数据也可清晰看到，高、中、低渗组的采出程度随注驱速度的升高而提高，渗流阻力则随各层压力的升高及渗透率的下降而变大。合注过程中，由于非均质性的存在，在驱替速度上升时开启高渗层则会导致渗流阻力较大的低渗层压力下降，大部分水快速涌入高渗层，进而造成低渗层难以动用。而当高渗层实施封堵措施后，层间干扰程度减小，进而层间非均质性相对减弱，有更多的流体进入了低渗层，从而提高了低渗层的压力及驱替效果。

表1 各渗透率模拟层组合方式

表2 实验参数对比

2.2 平面非均质性

渗透率的平面非均质性直接影响了注入井与生产井间的流体推进方向以及井组注采效果。鉴于水驱油过程处于同一个压力体系中井间彼此影响，其驱油效率的变化也表征了低渗油藏中平面非均质性对于采油速率及波及系数的影响。将井组中各岩心的渗透率参数同非均质油藏水驱前缘理论相结合探讨剩余油分布规律和动用状况。

由于平面非均质性的存在，注采井间的渗透率分布差异明显，进而影响了主流线方向，因此在计算水驱前缘分布过程中，有必要进行分区考虑。根据延长低渗透油田某井组注水分区实际，将井组区域的储层划分为9个，区域分列计算（图2）。根据文献提供的适用于非均质油藏的水驱前缘计算公式。将实验的9块岩心的相渗曲线依次进行处理，计算各区域前缘含水饱和度、含水率，随后根据各区域前缘含水饱和度差值计算相应水相及油相相对渗透率，得到吸水分布结果（图2）。

根据计算结果可知，前缘运动方向如图3所示，