多种驱替方式后储层物性及剩余油变化规律研究<br/>——以GD油田中一区Ng3单元11-检11井区为例

多种驱替方式后储层物性及剩余油变化规律研究
——以GD油田中一区Ng3单元11-检11井区为例

2023-03-15姚秀田盖丽鹏崔传智吴忠维王春雪马军

科学技术与工程 2023年4期

姚秀田，盖丽鹏，崔传智，吴忠维，3，4，王春雪，马军

(1.中国石化胜利油田分公司孤岛采油厂，东营 257231；2.中国石油大学(华东)石油工程学院，青岛 266580；3.长江大学石油工程学院，武汉 430100；4.长江大学油气钻采工程湖北省重点实验室，武汉 430100)

GD油田中一区Ng3单元11-检11井区自1971年投产以来，经历了水驱、聚合物驱、后续水驱及非均相复合驱等多种驱替方式开发[1-5]。多种驱替方式后的储层物性及剩余油分布已发生变化，探索多种驱替方式后的储层物性及剩余油分布变化规律对高含水期油藏进一步挖潜，特别是GD油田中一区Ng3单元的进一步稳产、增产具有重要意义，同时对类似油藏开发具有一定的借鉴作用。

目前关于聚合物驱[6-12]、非均相复合驱[13-16]后的剩余油分布、参数优选等的研究很多,但这些研究多为单独研究各驱替方式的驱油效果、剩余油分布等，较少涉及多种驱替方式。张卓等[17]利用单根岩心驱替实验、双管并联岩心驱替实验研究了非均相复合驱油体系的长期热稳定性与驱油效果，结果表明：非均相复合驱油体系注入性好，能够在高强度聚合物驱后进一步提高采收率16.93%。王正欣等[18]针对聚合物驱后油藏储层非均质矛盾加剧、剩余油分布更加分散的问题，设计一种由聚合物、黏弹颗粒驱油剂(PPG)和高效表面活性剂组成的非均相复合体系，开展了驱剂优选、热稳定性评价及注入方式优化；实验结果表明，注入非均相复合体系可以在聚驱后进一步提高采收率27.8%。以上研究为聚合物驱替后进行非均相复合驱，并研究了驱油效果；这些研究虽然涉及多种驱替方式，但是并没有对多种驱替方式开发后的储层物性及剩余油进行研究。

为此，选取GD油田中一区Ng3单元11-检11井区为研究对象，综合利用密闭取芯井及开发动态资料，研究多种驱替方式后储层物性及剩余油分布特征，认识多种驱替方式后的储层物性变化规律和剩余油分布状况，为多种驱替方式后的油藏进一步提高采收率提供理论基础。

1 研究区概况与开发历程简述

选取孤岛油田中一区Ng3中部中11-检11井区为研究对象，该井区位于孤岛油田中一区Ng3单元中部，左邻孤岛油田西区Ng3～4单元，右邻孤岛油田中二区Ng3～4单元。从目标井区取芯井的近 1 500 块样品的物性分析可知，目标井区储层为高孔高渗，储层孔隙度在20.5%～44.6%，平均孔隙度为36.7%；渗透率为100～14 700 mD，平均渗透率达到2 589 mD。目标井区储层韵律性很复杂，包括正韵律、复合正韵律及均质层，其中以正韵律约占30%、复合正韵律约占57%。

目标井区目前已经历了近50年的开发，1971年10月投产，1974年9月投入注水开发，此时采出程度为2.61%；1992年9月开展了聚合物先导试验，并于1994年12月开展了聚合物扩大试验，此时采出程度37.14%；2004年陆续转后续水驱，此时采出程度为45.05%；2010年10月开展了非均相复合驱先导试验，此时采出程度为55.17%；2015年12月底再转入后续水驱，此时采出程度为57.54%(表1)。分析可知，目标井区经历了注水、注聚、非均相复合驱等多种驱替方式开发，多种驱替方式开发后的储层物性如何变化、剩余油如何分布对该类水驱油藏的进一步提产具有重要意义。

表1 目标井区开发历史

2 聚合物驱后储层物性变化及剩余油分布特征

对聚驱前后的取芯样品进行分析，认识聚合物前后的储层物性变化，同时结合矿场动态资料、数模资料等，分析了聚合物驱后的剩余油分布特征。

渤108井为1972年该井区的取芯井，代表聚合物驱前的储层情况。以渤108取芯井样品为例的聚合物驱前的储层渗透率和孔隙度分别如表2、图1所示。可以看出Ng3砂层组孔隙度主要分布在35%～37%，平均35.4%，平均渗透率为1 577 mD。其中，Ng33平均渗透率为1 772 mD，顶部最小渗透率只有125 mD，底部最大渗透率为7 390 mD，渗透率级差为59.1；Ng35平均渗透率为1 741 mD，顶部最小渗透率只有344 mD，底部最大渗透率为 12 166 mD，渗透率级差为35.4，而纵向总渗透率级差达到26.2。通过统计矿场动态资料、数模资料等可知，Ng3层平均含油饱和度为56.6%。

图1 聚合物驱前的孔隙度分布(渤108取芯井)

表2 聚合物驱前的储层渗透率(渤108取芯井)

中14-斜检11井、中14-检10井及中13-斜检9井为2008年该井区的取芯井，这些取芯井岩心样品物性反应了聚合物驱后的储层物性。表3、图2分别为以该三口取芯井岩心样品为例的储层渗透率和孔隙度。可以看出，聚合物驱后的储层孔隙度主要分布在38%～42%，平均38.7%，平均渗透率为2 743 mD；其中，Ng33平均渗透率2 633 mD，顶部最小渗透率只有171 mD，底部最大渗透率 9 990 mD，渗透率级差58.4，而Ng35平均渗透率 3 360 mD，顶部的最小渗透率只有231 mD，底部最大渗透率 9 290 mD，渗透率级差40.2，而纵向上总渗透率级差达到了58.4。

图2 聚合物驱后的孔隙度分布

表3 聚合物驱后的储层渗透率(14-斜检11井、中14-检10井及中13-斜检9井)

对比分析聚合物驱前后的储层物性可知：总体上看，与聚合物驱前相比，聚合物驱后的渗透率级差变小，储层非均质性得到了一定改善；孔隙分布右移，储层孔隙度变大。这是由于聚驱堵塞了高渗通道，使水从其他孔道流向生产井，剥蚀其他孔道的易动颗粒，增加储层孔隙度、改善储层的非均质性。从各层位的角度看，聚合物驱后各层位的平均渗透率都有不同程度的增加，且处于下部的Ng35层位渗透率级差增加，其他层位的渗透率级差均减小，即：底部层位储层非均质性在聚合物驱后进一步增强，而其他部分层位的储层非均质性减弱。

聚驱后的三口取芯井分别位于井网的油井井排间(中13-斜检9)、水井井排间(中14-斜检11)、油水井井排间(中14-检10)，根据取芯井位置，结合油藏数值模拟资料，对目标井区聚合物驱后的剩余油分布规律进行了研究，结果表明：在平面上，分流线饱和度略高于主流线，其中主流线平均驱油效率56.0%，平均含油饱和度33.7%；而分流线平均驱油效率为50.4%，平均含油饱和度37.7%，含油饱和度比主流线高4.0%。在纵向上，由于正韵律底部渗透率高、水洗较强，剩余油富集区主要位于正韵律的顶部，顶部 20%～40% 厚度的储层水洗较弱。

由取芯井资料可知：对于复合正韵律储层，分段水洗明显，各韵律段中下部水洗较强，且相对弱水洗厚度占30%以上。以孤岛中13-斜检9井Ng33复合正韵层为例(表4)，分为2个韵律段，各韵律段均表现为上部水淹较弱，剩余油富集，见水厚度比例占34.3%，层内剩余油分布差异与聚驱前相比进一步加大。

表4 中13-斜检9井Ng33复合正韵律水淹状况

3 非均相复合驱后储层物性变化及剩余油分布特征

中12-斜检3011井为2015年该井区的取芯井，该井岩芯物性代表非均相驱后的储层物性。非均相驱后的孔隙度分布如图3所示，可以看出，孔隙度主要分布在38%～42%，平均37.9%。非均相驱后的储层平均渗透率为4 116 mD，其中Ng33平均渗透率1 836 mD，顶部的最小渗透率仅71 mD，底部最大渗透率13 500 mD，渗透率级差为189.6；Ng35平均渗透率6 659 mD，顶部的最小渗透率仅 194 mD，底部最大渗透率21 800 mD，渗透率级差112.4；各层平均渗透率的渗透率级差达到306.2，如表5所示。

图3 非均相驱后的孔隙度分布(中12-斜检3011取芯井)

表5 非均相驱后的渗透率分布(中12-斜检3011井)

对比非均相复合驱前的孔隙度(图2)与渗透率分布(表2)可知，非均相复合驱前后的储层孔隙度均主要分布在38%～42%，孔隙度分布变化差异小。但非均相复合驱前后的储层渗透率发生了显著性变化，非均相复合驱后的储层渗透率级差远大于非均相复合驱前的渗透率级差，也就是说非均相复合驱后储层的非均质性均变强。这是由于，非均相在注入储层后，受储层韵律性影响，优先占据、暂时堵塞底部储层，使水改向驱替上部储层，上部储层长期水洗导致储层颗粒运移，非均质性增强；但非均相在底部储层堵塞失效后，水继续冲刷底部储层，使底部储层的非均质性也增强。分析可知，非均相复合驱能够在一定程度上动用正韵律储层的顶部剩余油。

研究区在实施非均相复合驱后，采收率进一步提高、且超过60%；总体含油饱和度降低明显，但仍有剩余油存在，且韵律层内剩余油差异减小：Ng35层平均含油饱和度为28.1%，Ng35层内含油饱和度主要分布区间为20%～30%。对夹层附近，局部层段剩余油饱和度可高达38.7%，仍具有进一步提高采出程度的基础；而在渗透率较高的韵律层底部井段含油饱和度普遍在20%以下，这类高渗透低饱和度层段为高耗水层带，是注水无效循环的重要通道。

分析可知，对于正韵律储层，多种驱替方式后储层顶部剩余油得到了一定程度的动用，但仍然具有开发潜力，且多种驱替方式后的储层非均质性增强、正韵律储层底部高耗水条带发育，因此建议在接下来的水驱开发工作中重点开展高耗水条带的定量表征与治理，以进一步提高水驱采出程度。