低渗油田对注水开发效果的评价分析

储层非均质性是影响低渗透油藏注水开发效果的主要因素。通过室内岩心水驱油实验, 结合现场实际井组分布及生产情况, 对研究区储层层间、平面非均质性对注水开发效果的影响展开综合研究。从多层油藏开采动用界限入手, 探讨水驱动态, 评价波及系数及采油速度指标。研究结果表明, 注水方式的差异是造成非均质油藏采出程度差异化的关键, 在封堵高渗层时, 低渗层动用程度显著提升。实验井组水驱前缘预测表明, 主流线方向以西南主轴与南北主轴方向为主。经水驱开发1年, 首先波及至J5井, 在接下来的驱替进程里, 经5年时间前缘波及至J3、J8、J9井。岩心见水后, 采油速率快速下降, 以高渗透层岩心尤为明显。岩心中低渗层岩心波及系数平均为0.2, 剩余油大量赋存。

一、实验设计

本次实验以研究区实验井组为研究对象, 现场取心所得到的真实岩心, 经统计得到岩心平均孔隙度为12.47%, 平均气测渗透率为0.36m D, 平均液测渗透率为0.1083m D, 渗透率级差较大为22。

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, 模拟及反映注采井组间水驱波及特征。从层间非均质性层面入手, 实验采用9块岩心并联组合方式, 进口处选用流量控制器分别以0.2、0.4、0.8、1.2ml/min的速度进行驱替, 为缩小误差, 出口处选用1ml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。实验装置流程如图2所示。

二、实验结果

(一) 层间非均质性

通过观察驱替过程中高、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。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。以0.2ml/min的速率注驱高、中、低渗层时, 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, 得到的实验结果见表1。实验表明, 由于储层层间非均质性的存在, 使得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1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, 流体获得更多进入低渗层, 从而提高了低渗层的压力及驱替效果。

(二) 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[8,9]。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。根据文献提供的适用于非均质油藏的水驱前缘计算公式。结合井组实际分布, 将井组区域的储层划分为9个区域分别计算。将实验得到的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, 建立的区域注水量劈分公式, 得到以下结果如图3。

由计算结果可知, 前缘运动方向如图4所示, 结合井组实际井距及公示推导前缘动态, 预测经水驱开发1年, 首先波及到J5井, 在接下来的驱替进程里, 经5年时间前缘波及至J3、J8、J9井。从岩心的相应区域可得出, 前缘波及方向同渗透率分布的关系影响着注入水的波及范围及剩余油的分布。

(三) 主要指标变化

1. 采油速度。

在高、中、低渗三类岩心中各取三块为实验对象, 所测结果如图5-7。其中, 橙色线表示见水时间, 表明在各渗透层岩心见水后, 采油速度逐步变小。尤其是在高渗透岩心, 注入水的过早突窜, 使得驱替效率迅速下降, 采油速度也迅速下降。而采取调整措施后的低渗透岩心则可保持相对稳定的采油速度。

2. 波及系数。

水驱体积波及系数低是造成驱替效率差的主要原因。水驱波及系数计算公式, 得到低渗层岩心水驱波及系数平均仅为0.3, 鉴于渗透率级差高达22, 说明纵向上层间矛盾较为突出, 纵向上驱替优先动用高渗透储层, 剩余油主要分布在物性较差层及平面上物性较差区域。

三、结论

对于层间非均质性明显的油藏, 合注则会导致低渗透储层中剩余油富集, 且非均质性越严重剩余油越富集。因此, 应采取分层注水的生产方式。实验中, 在提高注驱速度时打开高渗层, 由于低渗层吸水差, 造成低渗层压力下降, 不利于低渗层的动用。反之, 在提升注驱速度时封堵高渗层可提升低渗层的压力, 使得低渗层中的原油尽可能的被驱替。因此, 细分层系注水开发可提高层间非均质性油藏的采出程度。预测实验井组水驱前缘动态, 经水驱开发1年, 首先波及到J5井, 在接下来的驱替进程里, 经5年时间前缘波及至J3、J8、J9井。岩心见水后, 采油速度快速下降, 以高渗透层岩心尤为明显。9块岩心中低渗层岩心波及系数平均为0.2, 剩余油依然较富集。

摘要：储层非均质性是沉积、成岩及构造演化过程中形成的, 影响低渗透油藏储量动用程度的关键因素。进而, 在探究储层非均质性的前提下, 把握相对差层的动用前提, 对提高其驱替效果是尤为显著的。为解决多层系油藏层间物性差异及层间动用差异较大等问题。本文从延长低渗透油田某井组入手, 针对层间非均质油藏选用岩心并联水驱实验, 平面非均质性油藏研究通过岩心串联实验, 结合实际井组分布综合研究不同开采方式下相对差层动用条件及状况, 纵向、平面波及规律以及主要影响因素。为该工区剩余油挖潜提供合理依据。

关键词：非均质性,水驱油实验,水驱前缘,采收率