层系组合开发对驱油效果影响的实验研究

王成胜，阚 亮，田津杰，周文胜，敖文君，刘 晨，刘 凡，李 芳

(1.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452；2.中海油研究总院有限责任公司，北京 100028；3.海洋石油高效开发国家重点实验室，北京 100028)

多层系组合开发时常遇到层间矛盾[1-2]，在海上稠油开发过程中，多采用笼统注水和多油层合采的开发方式[3-6]，这会产生层间干扰问题[7-9]。层间干扰是一个比较复杂的问题，国内外石油工作者针对层间干扰问题做过大量的研究工作。朱丽红等通过室内岩心物理模拟实验、精细油藏数值模拟、分析生产动态监测资料等方法，剖析了在特高含水期平面、层间以及层内三大矛盾的变化特征和主要影响因素，探索出了一种特高含水期老油田水驱精细、深度开发的新模式，为多层砂岩油藏水驱开发提供了可借鉴的经验[10]。李波等分析了渤海3个稠油油田的测压井资料，统计其层间干扰系数与流动系数变异程度的关系并给出了判断同类油田层间非均质性强弱程度的标准，从而更加客观地表征了层间非均质性[11]。于会利等利用生产资料、取芯井、测井解释资料及精细油藏研究成果对胜坨油田不同开发阶段的干扰形式进行了分析，认为开发初期主要是稀油高渗透层干扰稠油中低渗透层；中含水期主要是高压高含水层干扰中低压含水层；高含水期初期主要是高压特高含水、高含水层干扰低压高含水、中低含水层；特高含水期层间干扰转变为特高含水韵律层干扰高含水及中低含水韵律层[12]。但是，针对海上油田典型特征，同时考虑平面和纵向流场下的层间干扰现象鲜有研究。

为了进一步加强对海上油田多层合采层间干扰问题的规律性认识，为下步层系组合调整提供参考依据，本文采用室内实验级别数值模拟模型，在学者研究干扰系数对开发效果影响的基础上[13-15]，结合海上油田开发的实际情况，研究不同层系组合开发方式下纵向渗透率级差造成的开发效果变化，利用三维平板物理模型进行水驱油实验，分析不同层系组合开发对驱油效果的影响；借助核磁共振技术，对三维平板物理模型水驱油实验各阶段进行T2谱及切片成像检测，直观地观察油水分布变化，从而得到海上油田多层系组合开发层间干扰问题的规律性认识，为开发方案调整提供参考依据。

1 渗透率级差对层系组合开发效果的影响

为了研究渗透率级差对层系组合开发效果的影响，采用数值模拟方法进行研究。

数值模拟软件模型为：运用综合分析的方法，构建分注合采、合注合采的模型，每个模型由3个纵向剖面模型组成，剖面模型之间设置不渗透的隔层，平均渗透率为2 750 mD，渗透率级差分别为3、5、8、10、20、30、50。以反九点井网的1/4单元为模拟对象，采用CMG数值模拟软件建立数值模型，模型尺寸为50 mm×50 mm×70 mm，网格划分为71×71×3。模型平均渗透率为2 000 mD，原油黏度为70 mPa·s。在此基础上，模拟不同渗透率级差条件下的原油动用情况。

不同级差条件下采出程度的实验结果见表1。由表1数据可知，在本次实验模型条件下，分层注水综合采收率在25%～26%之间，笼统注水采收率在19%～26%之间。

表1 不同级差条件下采出程度实验结果Table 1 Experimental results of extraction degree under different grades

不同级差条件下采收率的趋势图如图1所示。

图1 不同级差条件下采收率趋势图Fig.1 Trend chart of recovery factor under different grades

由表1和图1可知，采用分层注水的开发方式，采出程度比笼统注水开发方式的采出程度高。从图1可以看出，采用笼统注水的开发方式，当级差小于8时，采出程度随级差增大而降低的幅度要明显大于级差大于8的情况；当级差大于8时，采出程度随级差增大而降低的幅度趋于平缓，这是由于级差足够大时，笼统注水的层间干扰现象明显，采出程度的大小主要依赖于高渗层的贡献；当级差在3～5之间时，采出程度变化幅度要小于级差在5～8之间的变化幅度。

2 不同注入方式下层系组合开发效果对比

2.1 实验

2.1.1 实验仪器

多功能岩心驱替系统、注入泵、恒温箱、含油饱和度检测系统、压力自动采集系统等。

2.1.2 实验材料

(1)三维平板物理模型，渗透率为5 000 mD、2 000 mD、1 000 mD，尺寸为300 mm×300 mm×45 mm；核磁共振测试平板模型尺寸为100 mm×100 mm×15 mm。

(2)实验用水：岩心饱和地层水和驱替用水采用室内配制的模拟水。

(3)实验用油：室内模拟油，55 ℃条件下黏度为70 mPa·s。

(4)实验温度：55 ℃。

(5)实验速度：0.51 mL/min、1.02 mL/min、1.53 mL/min。

(6)井网布置：一注三采(反九点井网1/4模型)。

2.1.3 实验流程

(1)水测渗透率：以恒定的流速(0.5 mL/min、1.0 mL/min、1.5 mL/min、2.0 mL/min)注入盐水，直到岩心两端压力稳定；提高盐水注入速度，继续驱替直至岩心两端再次达到压力稳定，记录岩心两端的压力及流量，计算水相渗透率。

(2)检查模型的气密性：将岩心放入水中，以0.5 mL/min的流速通入气体，检查是否漏气。

(3)抽真空：由模型注入端开始抽真空6 h，其余压力测试点抽真空1 h。

(4)饱和水：饱和人工合成模拟盐水，测量孔隙度。

(5)模型饱和油：以岩心模型中心点为注入端向岩心四角方向推进原油，注入速度为0.5 mL/min，直至不出水为止，提高注入速度为1.0 mL/min、2.0 mL/min、3.0 mL/min、4.0 mL/min；累积计量采出水量，计算原始含油饱和度，老化24 h。

(6)水驱：按实验方案(表2)进行水驱至模型出口含水率98%以上。

(7)实验数据分析：实验过程中监测压力、含油饱和度变化，并且记录产液、产水等原始实验数据。

表2 实验方案Table 2 Experimental scheme

2.2 采出程度对比分析

为了研究不同注入方式下层系组合开发对驱油效果的影响，按照表2所示实验方案，在三维平板物理模型上进行水驱油实验。采出程度实验结果见表3，模型含油饱和度变化结果见表4。各方案的实验开发曲线如图2所示。根据上述不同层系组合开发方式对驱油效果的影响情况分析，结合油田开发的实际情况，在方案1开发的基础上，设计方案4(开展井网调整)，调整方案见表2，采出程度实验结果如图3所示。

图2 各渗透率层开发曲线Fig.2 Development curves of each permeability layer

表3 采出程度实验结果Table 3 Extraction degree experimental results

由表3数据可知，不同开发方式下，模型综合采收率在19%～31%之间。由表4数据可知，模型各层动用贡献率在1%～69%之间。

表4 模型含油饱和度检测实验结果Table 4 Model oil saturation test results

图3 不同开发方案下各储层采出程度柱状图Fig.3 Histogram of recovery degree of each reservoir under different development schemes

由表3和图2可知，采用3种不同的层系划分方式对一个区块进行开发，其中方案1(三层笼统注水)采出程度为19.81%，方案2(高渗层、中渗层合注开采，低渗层分层开采)采出程度为24.31%，方案3(三层分层注水)采出程度为25.87%。结合各渗透率层开发曲线可见，纯水驱开发对于各渗透率层来说都存在油井见水后含水率迅速上升的趋势，这主要是由于对于稠油油藏，油水黏度比差异引起的微观指进现象造成水驱前缘突破油井后含水迅速上升。

方案3采出程度较方案1高了6.06个百分点，较方案2高了1.56个百分点，方案2采出程度较方案1高了4.5个百分点，这主要是因为，对该区块进行开发，如果采用方案1开发，高渗层吸水量较大，中、低渗层吸水量相对较小，发生较严重的层间干扰现象；如果采用方案2开发，高渗层会对中渗层的吸水量造成影响，导致中渗层对采出程度的贡献有限，但低渗层进行了单独开发，其采出程度反而高于中渗层；而采用方案3开发，各渗层均得到有效的开发，所以采出程度相比方案1、方案2较高。

对比3个渗透率层分别在3种层系划分开发方式下的采出程度可见，由于配注量相同，且方案1采用了三层笼统注水开发方式，高渗层更多地分配了中、低渗层的吸水量，水洗程度较高，所以其采出程度较方案2、方案3都要略高一些；对于中渗层，由于方案2是高、中渗层合注开发，所以高渗层对其吸水量的影响较大，以至于其采出程度在3个方案中最低，方案1次之，方案3未有层间干扰的影响，故相对较高；对于低渗层，由于方案1采用三层笼统注水开发，所以对低渗层吸水量的影响最大，采出程度也很低，只有1.83%，远低于方案2、方案3低渗层的采出程度。

由表3和图3可见，方案4是在方案1(三层笼统注水)开发的基础上，当含水达到65%时进行井网加密，从反九点井网改为排状井网，而当含水达到75%时改为五点井网。通过井网调整，高、中、低渗透层采出程度都得到了一定提升，总体采出程度较方案1提高了11.14个百分点。这说明在多层系组合开发时，如果可以采用分注分采的细分层系开发模式，整体采收率较笼统注水开发有所提升；如果采用笼统注水开发模式，在含水突进时采用一定程度的井网调整措施，改善油水分布，也可以提高采收率。

2.3 开发渗流场变化分析

在对比不同层系组合方案开发效果的同时，利用含油饱和度检测系统，采用电极法监测实验各阶段三维平板模型上电极对的电阻值变化，利用标准曲线反算含油饱和度的变化，进而形成云图，各方案模型含油饱和度变化云图如图4所示。

图4 不同实验阶段各储层含油饱和度分布图Fig.4 Oil saturation distribution map of each reservoir in different experimental stages

由表4和图4可知，无论采用哪种层系划分方式，高渗层的剩余油饱和度基本相当，这是由于高渗层都得到了很好的开发。从图4也可以看出，高渗层不存在连片的剩余油富集区，仅有一些水驱波及不充分的位置存在孤立的剩余油富集区域；对于中渗层来说，剩余油饱和度从大到小分别是方案2>方案1>方案3，这是因为方案2是高渗层和中渗层合注开发，高渗层对中渗层的干扰作用很大，影响了中渗层的吸水量，进而造成水驱波及程度较低、剩余油饱和度相对较高，而方案1虽然是三层笼统注水，但有低渗层的存在，高渗层更多地影响了低渗层的吸水量，对中渗层的影响程度有限；对于低渗层，由于方案2、方案3都采用了单独开发，其开发效果远优于方案1低渗层的开发程度，从图4也可以看出，笼统注水开发方式下，低渗层几乎未得到有效动用。

3 核磁共振条件下不同注入方式对开发效果的影响

常规水驱开发采用笼统注水的开发方式，为了研究在笼统注水的基础上选择时机进行分层注水的开发效果，按照表2所示实验方案，先按方案1进行实验，在综合含水65%时改为分层注水开发方式至综合含水98%。

借助低场核磁共振技术，使用核磁共振仪器系统进行研究，观察实验各阶段岩心的T2谱和成像，实验结果如图5和表5所示。

图5 岩心注入过程中T2谱变化Fig.5 Change of T2 spectrum during core injection

由图6和表5可知，合注驱替过程中，岩心中的油逐渐从出口被驱替出来，3块岩心的含油饱和度都有不同程度的下降，见水前2 000 mD和5 000 mD驱替原油量最多。含水30%时岩心中的大部分油已经被驱替出岩心，后续驱替至含水65%的过程中岩心中的油含量逐渐减少，驱替结束后在岩心部分区域还有一定的油剩余。

驱替过程中岩心的油的信号逐渐减少，开始阶段信号幅度减少较快，末尾阶段信号幅度减少较小。3组岩心相比，5 000 mD岩心含油饱和度变化最大，1 000 mD岩心含油饱和度变化最小。

合注结束后岩心开始分注，从核磁共振图像中可以观察注水过程中岩心含油饱和度逐渐降低，三者相比，1 000 mD岩心的含油饱和度变化较大，其余两块岩心的含油饱和度有一定程度的减少，但变化不大。合注没有被驱替出的原油通过分注继续被采出，一些剩余油分布比较密集的区域含油饱和度进一步减少。1 000 mD岩心驱替结束后在岩心右下角含量较多，其他区域剩余油含量较少。2 000 mD岩心驱替结束后，剩余油主要集中在岩心的右半部分，其他区域较少。5 000 mD岩心驱替结束后，剩余油主要集中在岩心的左下角，其他区域较少。三组岩心T2谱图相比，1 000 mD岩心变化最大，5 000 mD岩心变化最小。

综合对比可以看出，1 000 mD岩心在两个开发方式的过程中都有一定的原油产出，2 000 mD和5 000 mD两个岩心原油产出过程主要发生在第一阶段，第二阶段产出油较少。这主要是因为合注过程中1 000 mD岩心配液量较少，采出程度较少，分注后驱替液体量增加，驱油效率逐渐增加。2 000 mD和5 000 mD两个岩心在合采阶段大部分油已经被采出，分采阶段油很难再被驱替出岩心，导致驱油效率增加不明显。所以，如何控制合采和分采的转换节点，提高整个驱替阶段的采收率，对现场有很重要的借鉴意义。

表5 岩心核磁共振图像Table 5 Core nuclear magnetic resonance image

4 结论

(1)当级差大于8时，采出程度随级差增大而降低的幅度趋于平缓，这是由于级差足够大时笼统注水的层间干扰现象明显，采出程度的大小主要依赖于高渗层的贡献；当级差在3～5之间时，采出程度变化幅度要小于级差在5～8之间的变化幅度。

(2)多层系组合开发时，如果可以采用分注分采的细分层系开发模式，整体采收率较笼统注水开发有所提升；如果采用笼统注水开发模式，在含水突进时采用一定程度的井网调整措施，改善油水分布，也可以提高采收率。

(3)控制合采和分采的转换节点，提高整个驱替阶段的采收率，对现场有很重要的借鉴意义。