非均质油藏水驱优势渗流通道演化规律

赵文景，王敬，钱其豪，于春磊，张民，刘慧卿，黄义涛

（1.中国石油大学（北京）油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249；2.中国石油大学（北京）教育部重点实验室，北京 102249；3.中国石油勘探开发研究院，北京 100083；4.中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院，山东 东营 257015；5.西南石油大学石油与天然气工程学院，四川 成都 610500）

注水开发是砂岩油藏的主要开发方式， 影响水驱效率的因素众多，如油水黏度［1］、注采结构［2-3］、储层物性差异［4-5］等。 在这些因素的综合影响下，流速相近的区域明显差异化， 出现的优势渗流通道对水驱效率产生较大影响［6］，优势渗流通道的体积、位置及演化规律始终是研究重点。 目前多采用生产数据分析［7-8］、示踪剂监测［9］、试井［10］、人工智能［11］等方法识别优势渗流通道。但这些研究方法计算得到的高通量区集中在井周，较难定量表征整个水驱过程中优势渗流通道在油藏深部的演化规律。

储层非均质性［12-13］分为平面非均质性及垂向非均质性，会导致水驱开发过程中注入水波及体积降低［14］，直接影响原油采出程度［15-16］。 物理模拟［17］作为非均质性油藏水驱规律的主要研究方法之一， 多采用串并联填砂管/岩心［18］和三维物理模型［19］的方式模拟非均质储层。但前者仅能模拟一维线性流动，后者采集储层深部渗流参数准确性较差，还需与数值模拟有机结合，明确非均质性对水驱影响规律。 而且学者还忽略了广泛存在的隔夹层这一地质特征［20-22］，注入水会沿隔夹层不连续处的窜流通道向其他区域绕流， 导致水驱效率低下以及水驱改善措施低效。

本文设计制作了2 种非均质性的油藏物理模型，开展了水驱油实验， 结合物理模拟实验结果及水驱后岩心测试数据，建立了相应的数值反演模型，基于渗流理论提出优势渗流通道定量表征方法， 揭示了非均质油藏水驱优势渗流通道演化规律， 得到了2 种油藏水驱优势渗流通道演化特征曲线， 评价了原井位水驱改善措施的有效性， 明确了渗透率级差对优势渗流通道演化及剩余油分布的影响规律。

1 非均质油藏水驱物理模拟方法

1．1 模型设计及参数

沉积界面是导致平面非均质性的主要原因之一，又因不同的沉积结构单元特征及分布差异［23-25］分为平行河道型、交叉河道型、分支河道型等。 本文以分支河道型作为研究对象， 通过各区渗透率及主河道区深度差异设置， 模拟平面非均质性及河流流向导致的沉积相体积变化，并采用完整的五点井网构建模型（见图1）。

图1 分支河道油藏物理模型Fig.1 Physical model of branch channel reservoir

在考虑垂向非均质性的基础上将隔夹层特征化，设计如图2 所示具有一定厚度和2 个层间窜流条带的隔夹层泛连通油藏地质模型。 由于该类油藏受隔夹层及垂向非均质影响［26-27］，会出现各层生产差异较大的情况，所以在使用“一注一采”布井方式的基础上，在同一位置布置到达各层的3 口采出井， 分别用于计量各层的产液量。 基于方程分析法和量纲分析法［28］确定2种非均质油藏水驱物理模拟相似准则数， 根据几何相似、运动相似及动力相似的原则，设计分支河道油藏模型及隔夹层泛连通油藏模型实验参数（见表1）。

表1 驱油实验物理模型参数Table 1 Parameters of physical model of oil displacement experiment

图2 隔夹层泛连通油藏物理模型Fig.2 Physical model of reservoir with a partly connected interlayer

1．2 实验方案

实验装置主要包括驱替系统、计量系统、温度控制系统、数据监测与采集系统以及物理模型（见图3），驱替系统包括ISCO 恒速恒压泵以及油、水中间容器。 实验温度为45 ℃。

图3 水驱物理模拟流程Fig．3 Process of physical simulation of water flooding

实验用油为15#白油（45 ℃的黏度为12 mPa·s，密度为0．8 g/cm3），注入水为蒸馏水（45 ℃的黏度为1 mPa·s，密度为0．997 g/cm3）。

在原井位进行水驱改善措施较其他方法具有低成本、易操作的优点。 对含水率达到98%的生产井依次采取关井措施，模拟井网调整与生产层系调整措施，直至最后一口井含水率达到98%时结束实验。

1．3 实验步骤

1）模型注入氮气憋压，检查装置气密性后抽真空。

2）将模型置于恒温箱中，从3 个方面保证油、水充分饱和。 一是，以1 mL/min 低速注入，防止油、水“指进”；二是，对于分支河道油藏模型采用“一口井注入、其他井分别开启”的方法，将模型侧置，使注入井位于下部，利用重力使油水充分饱和；三是，对于隔夹层泛连通油藏模型，各层布置生产井，在模型侧置的基础上采用分层饱和的方法，即关闭其他2 层后（即其他2 口生产井），对单层的生产井、注入井交替饱和油、水。

3）将预热至实验温度（45 ℃）的蒸馏水分别以2，3 mL/min 的速度注入分支河道、 隔夹层泛连通油藏模型，收集并计量采出液体积。

4）依据实验方案，在采出井含水率达到98%时，对不同类型模型采用不同的调控措施。

5）沿模型不同区域、不同方向钻取岩心，对各岩心进行渗透率、饱和度及油水相对渗透率等参数的测定，建立2 个模型的相对渗透率曲线［29］。

2 优势渗流通道定量表征

2．1 数值反演模型

数值反演模型完全按照实验中流体、岩石参数、井网配置建立，网格步长为0．01 m×0．01 m×0．01 m，顶深为0.01 m，岩石压缩系数为2．5×10-4MPa-1，注入压力为101.3 kPa，其他参数如表2 所示，数值模型网格系统如图4 所示。 分支河道油藏数值模型在纵向网格第1—第8 层设置主河道及分支河道， 隔层泛连通油藏数值模型在纵向网格第8 层和第16 层设置泛连通隔层。

表2 2 种油藏数值模型参数Table 2 Numerical model parameters of two kinds of reservoirs

图4 2 种油藏数值模型网格系统Fig．4 Numerical model grid systems for two kinds of reservoirs

2．2 优势渗流通道定量表征

在均质、单一源（汇）渗流场中，同一等势面上的速度是相等的，与等势面的面积无关。该渗流场是一种均衡渗流状态，不存在优势渗流通道/区域。 非均质性、注采关系、油水黏度差异、重力分异等因素导致渗流场原有的均衡渗流被打破， 使得同一等势面上各点渗流速度出现差异，从而存在相对优势渗流的通道/区域。

虽然由注入井至生产井各等势面上的流量相等，但是各等势面面积的差异却不是优势渗流通道形成的主要原因。 要想实现通过刻画所有等势面上优势渗流区域来表征整个油藏的优势渗流通道， 首先要消除等势面面积不同造成的速度差异，因此提出标准化过流量：

式中：Qsjm为第j个等势面上m点的标准化过流量，m3/d；vjm为第j个等势面上m点的流速，m/d；Aj为渗流场中第j个等势面的过流面积，m2。

同一理想等势面上能接受的某一临界速度与最大速度之比称为差异容忍度， 处于临界速度与最大速度之间的速度范围区域即为该等势面上的优势渗流区，所以， 在确定空间立体渗流优势渗流通道/区域时，首先应消除因等势面的面积不同而导致的流速/通量差异，将各等势面流速/通量统一到同一标准下，得到标准化通量（通量×等势面面积），然后根据整个渗流场中的标准化通量最大值和差异容忍度确定优势渗流通道。 本文将整个渗流场中过流量最高点的α 倍（0.5≤α＜1.0）的区域定义为优势渗流通道，则有：

式中：Qsh为优势渗流通道中各点的过流量，m3/d；Qsmax为整个渗流场中最大的过流量，m3/d。

式（1）中vjm较为容易获得，一般取驱替相的流速进行计算，而确定Aj是计算标准化过流量的关键。 物性特征及注采结构相对简单的油藏， 其过流面积较易计算，例如上文提及的均质、单一源（汇）渗流场，过流面积为规则的球状。 但对于本文研究的这2 种地质情况和注采关系均较为复杂的油藏， 需要借助数值模拟计算得到不同时刻的等势面过流面积， 从而得到优势渗流通道/区域（体积和位置）。 式（2）中要求α 值大于等于0．5，且同一油藏不同时刻取值相同。计算发现，在不同时刻α 取值大于0．5 后，2 种油藏的标准化过流量分布百分比基本不发生变化，故本文α 取值0．5。

3 非均质油藏优势渗流通道演化规律

3．1 数值反演模型验证

实验后测得2 种物理模型横向及垂向渗透率等参数如表3 所示（Kx，Kz分别为横向、垂向渗透率）。 各参数符合设计要求。

表3 2 种油藏物理模型参数Table 3 Physical model parameters of two kinds of reservoirs

对各井的生产数据进行处理， 得到分支河道油藏水驱油动态变化情况如图5 所示。 无水采油期约为0．1 PV，水驱初期，主河道源向井水驱见效快且全区产油速度快，油井含水率达98%后采取关井，主河道源向井累计产油量最高，非河道井最低。由单井含水率动态变化可知，主河道源向井、主河道下游井、分支河道井依次见水，非河道井含水上升最慢，依次关井后非河道区井含水率大幅提升。 这说明沉积相导致的平面非均质性对油藏开发有重要影响， 使得河道区尤其是源向井见水较快，而储量更高的非河道区采出程度较低。

图5 分支河道油藏物理模拟结果拟合Fig．5 Fitting of physical simulation results of branch channel reservoir

如图6 所示，隔夹层泛连通油藏水驱初期，由下层至上层依次见水， 尤其是下层可能因为渗透率较高以及在重力作用下，无水采油期较短，但因为分流率高，在前期能够维持较高的产油速度。 在含水率达98%时，上层采收率近40%，而中、上层采收率在20%左右。 此时对下层堵孔，直接导致了中、上2 层产油速度增加，但也导致了含水率上升快，产油速度衰减较快，推测是优势渗流通道转向所致。

图6 隔夹层泛连通油藏物理模拟结果拟合Fig．6 Fitting of physical simulation results of reservoir with a partly connected interlayer

结合物理模型特征参数和取心测得的渗透率、油水相对渗透率等静态数据，与计量得到的累计产油量、含水率动态数据进行拟合， 主要方法是调整油水相对渗透率及小幅调整渗透率。 实际物理模型不可避免地存在非均质等误差， 加之物理模拟及测试误差导致实验结果与计算结果不能完全契合，但两者基本相同，能够为优势渗流通道定量化表征奠定基础。

3．2 优势渗流通道演化规律

3．2．1 分支河道油藏

根据不同水驱阶段标准化过流量定义优势渗流通道，得到优势渗流通道占比（优势渗流通道与各区域体积比值）情况如图7 所示。

图7 分支河道油藏累计注入量对优势渗流通道占比及采出程度的影响Fig．7 Influence of cumulative injection on proportion of dominant flow channels and recovery degree in branch channel reservoir

由图7 可知， 分支河道油藏优势渗流通道体积先增大再快速减小，然后缓慢增大趋于平稳。无水采油期优势渗流通道在各区展布较均匀（见图8a），该阶段优势渗流通道对驱油起到积极作用。 平面非均质性导致主河道区采出井较快见水， 优势渗流通道也沿着河道区快速发育并伴随体积减小（见图8b），直至在该区域充分展布。随注入量增大，优势渗流通道在注采结构影响下逐渐由物性较好区域向其他区域扩展并趋于平稳（见图8c—8h），导致各区采出程度无明显提高，且物性较差的非河道区的原油难以动用。

图8 分支河道油藏优势渗流通道演化Fig．8 Evolution of dominant flow channels in branch channel reservoir

根据物理模拟实验流程， 采用高含水井关井的方法进行水驱改善调控。 如图8i 所示，源向井关井导致渗流距离缩短，由于优势渗流通道仍沿主河道发育，使得其体积先减小再快速增大， 且采出程度仅提高0．13%。下游井关井后，分支河道区剩余油/残余油被动用，该区提高采出程度1．42 百分点，但因为河道区优势渗流通道仍存在， 使得优势渗流通道体积短暂增大后快速减小，而非河道区采出程度仅提高了0．46 百分点， 该区剩余油仍未被充分动用。 所有河道区井关井后，原优势渗流通道未被阻断，仍沿主河道区发育（见图8k）， 导致非河道区剩余油沿优势渗流通道被驱替至河道区，累计注入量2．9 PV 时，非河道区采出程度反而降低了2．02 百分点。 若以该种调控措施持续水驱，则会形成如图8l 所示的优势渗流通道展布，此时将有更多剩余油运移至河道区，无法达到改善水驱、提高非河道区原油采出程度的目的。

3．2．2 隔夹层泛连通油藏

隔夹层泛连通油藏优势渗流通道体积变化趋势与分支河道油藏相似（见图9）。 优势渗流通道在无水采油期分布较为均衡（见图10），油井见水后，优势渗流通道在物性较好区域集中发育， 故水驱初期2 种油藏在物性较差区域的优势渗流通道体积上升后快速下降的特征较其他区域更加明显。 隔夹层泛连通油藏在垂向非均质性及重力影响下， 水驱初期优势渗流通道主要沿油藏上层注入井周及下层发育，随着注水量增加，下层生产井周优势渗流通道充分发育，同时，中、上层注入井周优势渗流通道在隔夹层不连通处的窜流通道诱导下开始发育。与分支河道油藏不同，水驱中后期隔夹层泛连通油藏的优势渗流通道在韵律、重力、窜流通道综合影响下在物性较好的下层扩展， 而物性较差的中、上层优势渗流通道体积变化较小，直至水驱末期形成由中、 上层经近注入井窜流通道至下层的稳定优势渗流通道。 该演化过程导致中、上层采出程度较低，也与模型下层产油量和含水率上升快的现象吻合。

图9 隔夹层泛连通油藏累计注入量对优势渗流通道占比及采出程度的影响Fig．9 Influence of cumulative injection on proportion of dominant flow channels and recovery degree in reservoir with a partly connected interlayer

图10 隔夹层泛连通油藏优势渗流通道演化Fig．10 Evolution of dominant flow channels in reservoir with a partly connected interlayer

采取依次对高含水层堵孔的开发层系调整方案改善水驱。 如图10h—10j 所示，下层堵孔后，注入井周明显发生液流转向，中、上层优势渗流通道体积增大，但在隔夹层影响下， 优势渗流通道由油藏下层经近采出井窜流通道至中、上层采出井周发育。短期内虽能动用近井地带剩余油， 但中、 上层油藏中部仍有大量剩余油。进行中层堵孔措施后，优势渗流通道通过隔夹层不连通处发育至上层采出井周， 窜流通道的作用愈加明显（见图10k—10l），该措施仍不能大幅增加注入水在油藏中部的波及面积，较下层堵孔措施，采出程度仅提高0．21 百分点。 改善水驱措施设计时，仅针对垂向非均质性进行层系调整虽能在一定程度上使液流转向，但由于隔夹层不连续处窜流通道的存在， 需同时考虑储层非均质性及隔夹层发育情况。

3．3 渗透率级差对优势渗流通道的影响

渗透率级差是油藏非均质性的重要表征参数，其差异不仅存在于不同油藏， 同一油藏长期水驱开发也会使部分区域孔隙结构发生变化， 导致该区域的渗透率升高。通过改变河道区与非河道区渗透率（分支河道与主河道渗透率级差不变）构建不同渗透率级差，计算水驱末期标准化过流量， 得到各区优势渗流通道占比及采出程度变化（见图11）。

图11 分支河道油藏水驱末期渗透率级差对优势渗流通道占比及采出程度的影响Fig．11 Influence of permeabilty ratio on proportion of dominant flow channels and recovery degree at the end of water flooding in branch channel reservoir

渗透率级差越大，优势渗流通道体积越小。结合优势渗流通道演化对比分析（见表4）可知，在渗透率级差为1（均质储层）时，受注采结构、河道区分布位置的影响， 分支河道区及主河道区优势渗流通道占比较大。在平面非均质性影响下，不同渗透率级差的河道区优势渗流通道均在水驱初期快速发育， 导致主河道区优势渗流通道体积及采出程度受渗透率级差影响较小， 并且由河道区向非河道区扩展现象随着渗透率级差的增大而减少，直接导致非河道区波及面积缩小，采出程度降低。

表4 不同渗透率级差下的分支河道油藏优势渗流通道演化Table 4 Evolution of dominant flow channels under different permeabilty ratio in branch channel reservoir

通过改变隔夹层泛连通油藏下层渗透率（中层与上层渗透率级差不变）构建不同渗透率级差（见图12），与分支河道油藏相同， 渗透率级差与全区优势渗流通道体积及采出程度负相关。 但由于2 种油藏非均质类型差异， 隔夹层泛连通油藏具有垂向非均质性及正韵律特征，会加剧注入水沿重力方向的渗流趋势。 另外，窜流通道会减少注入水在中、上层的渗流距离，导致在不同渗透率级差条件下， 隔夹层泛连通油藏在物性较好区域的优势渗流通道体积及采出程度变化趋势与分支河道油藏不同， 呈现随着渗透率级差的增大而增大的规律。如表5 所示，隔夹层泛连通油藏渗透率级差为1（即油藏为垂向均质）时，在重力、水平方向与垂向渗透率差异影响下发育由注水井顶部向生产井底部的优势渗流通道， 加之窜流通道的作用使得优势渗流通道沿隔夹层不连续处向下发育，致使中、下层优势渗流通道体积略大于上层，但此时各层水驱受效较均匀，采出程度相近。随着渗透率级差的增大，下层优势渗流通道体积增大，虽然能使下层采出程度小幅增大，但中、上层采出程度却大幅降低，大量剩余油富集于油藏中、上层的中后部。

表5 不同渗透率级差下的隔夹层泛连通油藏优势渗流通道演化Table 5 Evolution of dominant flow channels under different permeabilty ratio in reservoir with a partly connected interlayer

图12 隔夹层泛连通油藏水驱末期渗透率级差对优势渗流通道占比及采出程度的影响Fig．12 Influence of permeabilty ratio on proportion of dominant flow channels and recovery degree at the end of water flooding in reservoir with a partly connected interlayer

4 结论

1）分支河道油藏、隔夹层泛连通油藏无水采油期较短， 处于物性较好区域的生产井产油量及含水率增长速度较快。 根据2 种油藏非均质类型及模型特征差异，分别采取了注采井网调整、开发层系调整，但两者水驱措施长期效果欠佳。

2）分支河道油藏优势渗流通道在平面非均质性影响下会以较快速度稳定发育在河道区域， 而隔夹层泛连通油藏在垂向非均质性、 隔夹层发育特征等因素影响下，会形成由近注入井的中、上层经窜流通道至下层再到生产井的优势渗流通道。 2 种油藏优势渗流通道的发育导致大量剩余油分布在分支河道油藏的非河道区及隔夹层泛连通油藏中、上层中部。

3）由于井网调整不能对分支河道油藏优势渗流通道固有走向进行阻断或干预， 因此井网调整后非河道区剩余油不能被充分采出而是经优势渗流通道运移至河道区； 而隔夹层泛连通油藏在措施后其优势渗流通道能够克服垂向非均质性的影响， 经近采出井窜流通道向中、上层发生转向，但油藏中部剩余油仍未被充分动用从而导致长期效果欠佳。 水驱改善及调控措施设计必须要考虑隔夹层的影响及窜流通道的封堵。

4）渗透率级差增大导致2 种油藏的优势渗流通道快速集中沿物性较好区域发育， 大量剩余油分布在其他区域， 但各因素对物性较好区域的优势渗流通道体积及采出程度的影响较小， 储层非均质性对优势渗流通道主要发育位置及体积起决定性作用。