渤海L油田厚層疏松砂巖儲層縱向水淹規律地質影響因素實驗分析

陳丹磬，李金宜，朱文森，信召玲，王立壘

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渤海L油田厚層疏松砂巖儲層縱向水淹規律地質影響因素實驗分析

陳丹磬，李金宜，朱文森，信召玲，王立壘

（中海石油（中國）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300459）

基于渤海L油田典型厚層疏松砂巖油藏開展了儲層韻律性和滲透率級差兩大地質因素對厚儲層油藏縱向水淹規律影響的實驗研究。通過提取典型井組地質參數，建立了均質、正韻律、反韻律、復合韻律等9種韻律性平板可視化實驗模型和反韻律模型的4種滲透率級差平板可視化模型。韻律性實驗結果表明：在不同韻律性條件下，厚儲層油水運動規律特征不同，在初期見水時刻和含水98%時刻，剩余油分布特征各異，最終采收率差異明顯。不同級差實驗結果表明：厚儲層油藏見水時刻臨界動用級差大于水淹級差；含水98%時刻，臨界動用級差和水淹級差較接近，揭示初始見水時未動用的儲層，水淹后的高含水期更難動用。實驗結果可以有效指導后續調整井挖潛研究。

渤海油田；疏松砂巖；厚儲層；韻律性；級差；水淹規律

渤海主力油田開發初期基本采用合注合采開發方式，在注水開發后期，厚儲層縱向水淹規律復雜[1-6]，為調整井挖潛帶來難度。圍繞影響厚儲層縱向水淹規律的地質因素[7-10]開展室內實驗分析，有利于掌握厚儲層疏松砂巖油藏注水開發縱向水淹規律特征，進一步精細刻畫剩余油分布，為后續細分層系調整時的井位設計和現場實施提供參考。以渤海典型厚儲層疏松砂巖L油田為例，該油田主要含油層系為東二下段，其主力油組在油田范圍內分布穩定，油層厚度一般大于30 m，儲層孔隙度主要為24%～33%，滲透率為50×10-3μm2～5 000×10-3μm2，具有高孔、高滲的儲集物性特征。基于礦場13個典型井組的地質特征參數，對應建立13個二維可視化平板模型，設計實驗方案，針對性開展儲層韻律性和滲透率級差兩種地質因素對厚儲層縱向水淹規律影響的實驗研究。

1 實驗方案設計

1.1 實驗材料和條件

①平板模型規格：28 cm×8 cm（左右）×0.45 cm；②實驗用水：根據L油田水源井離子組成復配的地層水，總礦化度為8 878 mg/L，25 ℃條件下黏度0.92 mPa·s。③實驗用油：真空泵油與煤油按體積比2:1配制，25 ℃條件下黏度19.8 mPa·s。為在實驗過程中便于觀察，將模擬油加入適量的蘇丹四，將模擬油染成紅色。④實驗溫度：25℃。⑤模型設置：一注一采，采用合注合采方式。

1.2 實驗裝置

實驗裝置由中間容器（帶活塞）、isco高精度柱塞泵、高精度壓力傳感器、六通閥、平板模型、油水分離器等以及圖像采集系統等組成，見圖1。

圖1 實驗裝置及流程示意圖

1.3 實驗步驟

①根據模型的設計要求，制作不同沉積韻律的平板模型；②稱干重，模型抽真空飽和模擬油，測量孔隙度；③按實驗流程連接好管線，模型注水驅替，注入速度為0.5 mL/min；當注入水進入平板模型井口時設定為時間零點；記錄注入壓力等相關數據，驅替至含水率為98%停止實驗，在實驗過程中不間斷地采集圖像。④更換模型，重復①~③步。

1.4 實驗方案

礦場參數與實驗數據參數見表1。根據L油田13個典型井組地質特征制作模型。根據各層厚度比例設計各填砂層的厚度，垂向總厚度為6~9 cm，模型長度28 cm，水平方向寬度為0.45 cm。不同層位按照實際厚度比例折算并取整，設計方案見表2。

表1 礦場參數與實驗參數對照

表2 儲層韻律性和滲透率級差實驗方案模型參數

表2 (續)

2 不同沉積條件厚儲層縱向水淹規律

2.1 均質模型

厚儲層均質模型實驗包含方案1、方案2和方案3。在均質模型中，重力分異導致見水時刻油層底部先水淹，在見水時刻，滲透率越低，重力作用相對較弱，水驅前緣越均勻，見水越晚，且無水采油期更長，最終采出程度較高；滲透率越高，油水前緣轉折點距注入端的距離越短，如圖2所示。

圖2 均質模型見水時刻油水分布

厚儲層水淹規律受到重力和驅動力的雙重影響。驅替結束時刻，均質模型滲透率越高，重力影響水淹規律程度越大，模型底部水淹越嚴重。同時剩余油主要集中在生產井靠近頂部的三角區域。方案1滲透率最低，整體驅替效果較好，剩余油主要集中在局部非均質的部位。

2.2 正韻律、反韻律模型

正韻律模型實驗為方案4，反韻律模型實驗為方案5。模型均為3層，滲透率級差均為3。見水時刻，級差為3的正韻律模型高滲層底部發生水淹，中低滲層未被動用。級差為3的反韻律模型水驅波及效果好，未發生注入水單層突進的情況。

驅替結束時刻，正韻律、反韻律模型縱向水淹規律如圖3。水驅結束后，正韻律模型仍留下大量的殘余油，頂部的中低滲層是挖潛重點。

2.3 復合韻律模型

復合韻律實驗包含方案6~9。分別為復合正韻律、復合反韻律、復合正反韻律和復合反正韻律。見水時刻，復合韻律模型縱向水淹規律如圖4。

圖3 正韻律、反韻律模型含水98%時刻油水分布

圖4 復合韻律模型見水時刻油水分布

復合正韻律是縱向上多個正韻律的組合，注入水沿高滲層突進，迅速見水。模型水淹規律、剩余油分布，與正韻律模型相同。復合反韻律是縱向上多個反韻律的組合，復合反韻律模型的級差為2，注入水推進均勻，未發生單層注入水突進現象，各層均被水淹，水驅效果最好。復合正反韻律模型，注入水沿中部高滲層突進，迅速水淹。復合反正韻律模型，注入水沿頂部和底部高滲層突進，迅速水淹。

驅替結束時刻，由于滲透率非均質性的影響，復合正韻律模型水驅結束后仍留下大量剩余油，主要分布在滲透率較低層中。復合反韻律模型各層均被水淹，水驅效果最好。復合正反韻律模型，模型上部和下部的水淹規律、剩余油分布，與正韻律和反韻律模型相同。剩余油存在于模型頂部和底部的滲透率較低層。復合反正韻律模型中部水淹規律、剩余油分布，與正韻律和反韻律模型相同。剩余油存在于模型中部的滲透率較低層。

3 不同滲透率級差條件縱向水淹規律

考慮實際油藏整體上為反韻律，因此以典型反韻律井組地質特征為基礎，設計了4種不同滲透率級差的反韻律模型方案，包含方案10~13。見水時刻，不同滲透率級差模型油水分布如圖5。驅替結束時刻，不同滲透率級差模型的油水分布如圖6。

圖5 不同滲透率級差模型見水時刻油水分布

圖6 不同滲透率級差模型含水98%時刻油水分布

見水時刻，級差由4增大到10，對應儲層動用程度依次降低，尤其是中低滲層位基本不會被有效動用。水驅過程中，水線均沿高滲透層推進，高滲透層很快水淹，其他層位波及程度非常小，具有注入水單層突進現象。高滲層在層內有重力分異現象。

驅替結束時，各模型的剩余油主要分布在底部的中低滲層，級差越大，底部波及程度越小。由于注入水在高滲層內部受重力作用，所以在高滲層上部仍然有剩余油局部富集。

級差代表高低滲層水驅差異。根據實驗結果，統計不同滲透率級差模型見水時刻和驅替結束時的臨界動用級差和臨界水淹級差，結果見表3和表4。

表3 臨界動用級差

表4 臨界水淹級差

分析可得：見水時刻臨界動用級差大于水淹級差。含水98%時，臨界動用級差和水淹級差較接近，說明對于合注合采方式下的厚儲層油藏，初始見水時未動用的儲層，水淹后的高含水期更難以動用。對于海上此類油藏后續綜合調整應該以水平井網細分層系挖潛為主。

4 實驗數據分析

13個實驗方案采收率數據見表5。不同儲層韻律性實驗開發指標見圖7。不同滲透率級差實驗開發指標見圖8。

表5 儲層韻律性及滲透率級差實驗方案數據

對于厚儲層，均質模型滲透率較低的油層，含水上升較慢，水驅波及體積高，見水晚，無水產油期及無水采出程度高，最終采出程度高；驅替結束時刻，滲透率較高的兩個均質模型，由于重力對油水分布的影響更嚴重，有較多剩余油集中在儲層上部。反韻律地層，能充分發揮重力分異作用，進入較高滲層的水向下流動進入較低滲層驅油，具有更高的波及系數，出口見水晚，無水采出程度大；正韻律地層，在重力作用下注入水很快進入高滲層，沿高滲層流動，注入水波及體積小，見水過早，無水采油期最短，無水采出程度最低。

圖7 不同韻律性模型開發指標對比

圖8 不同滲透率級差開發指標對比

復合反韻律模型的注入水推進均勻，各層均被水淹，水驅效果好；結合正韻律與復合正韻律開發指標對比，可以看出，復合正韻律的開發指標與正韻律相似，但由于重力分異驅油的影響，復合正韻律模型的采收率高于正韻律模型；復合反正韻律采收率高于復合正反韻律，含水率變化曲線比較接近，復合正反韻律的含水上升更快。

反韻律模型級差越小見水越晚，最終采出程度越高。因為滲透率級差越小，注入壓力越高，更多水量進入滲透率較低的層，因此，級差越小見水越晚，見水時波及程度越大。L油田反韻律厚儲層井組在級差小于4的情況下具有較好整體驅油效果，在級差大于4的情況下驅油效果整體變差，出現注入水單層突進現象，剩余油在滲透率較低層位富集明顯。

5 結論

（1）儲層韻律性和滲透率級差是影響厚儲層疏松砂巖油藏縱向水淹的重要地質影響因素，不同韻律性和級差條件下油水分布特征差異較大，實驗結果將有效指導海上厚儲層油田調整井后續挖潛研究。

（2）厚儲層疏松砂巖油藏在不同韻律性下呈現差異化油水分布，其中復合反韻律模型見水時采出程度和最終采收率最高，正韻律模型最低。

（3）厚儲層疏松砂巖反韻律油藏在級差小于4的情況下具有較好的整體驅油效果；在大于4的條件下，剩余油明顯在滲透率較低層位富集，初始見水時未動用的儲層，水淹后的高含水期更難動用。

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編輯：王金旗

1673–8217（2017）05–0075–06

TE313.3

A

2017–03–10

陳丹磬，高級工程師， 1964年生， 1987年畢業于江漢石油學院油氣田開發專業，主要從事油氣開發實驗研究。

該技術研究得到國家科技重大專項課題“渤海油田加密調整及提高采收率油藏工程技術示范”支持（2016ZX05058–00）。