特高含水期油田不稳定注水机理及适应性研究

阮明龙 罗登宇 熊芸羚 袁玉凤 尹高平

(1.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，成都 610500;2.西南石油大学化学化工学院，成都 610500;3.中国石化河南油田第一采油厂地质研究所，河南 桐柏 474780)

双河油田437块Ⅱ1－2层系含油面积1.33 km2，原油地质储量304.5×104t，油藏平均孔隙度20.9%，平均渗透率682×10－3μm2。1977年投入开发，截至2012年8月，该油田采出程度达48.98%，综合含水达96.82%，开发矛盾越来越突出，稳产难度大，“控水挖潜”成为该油田的首要任务。

1 研究模型的建立

根据437块Ⅱ1－2层系地质研究成果和地质建模数据，结合该油藏的相渗数据、小层数据、井位资料、井斜资料、射孔资料、生产动态资料等进行437块Ⅱ1－2层系生产历史拟合为后期研究提供可靠地质模型，建立的地质模型如图1所示。

图1 双河油田437块Ⅱ1－2层系地质模型

2 特高含水期不稳定注水机理研究

油田在常规注水条件下，特高含水期的注采井网驱替系统会在采油井与注水井的连线上形成滞留区，也就是压力平衡区，导致该区域水淹严重，原油驱替不出。实施不稳定注水技术［1］，由于毛管力和弹性力的作用，会产生毛管渗吸现象和压力扰动现象，使注入水波及到常规注水未能波及到的区域，提高特高含水期油藏的采收率［2］。

2.1 毛管渗吸作用

一个完整的不稳定注水周期分为注水阶段、停注阶段和复注阶段。特高含水期油田，注水阶段(见图2)主孔道中大部分原油已经被驱替采出，这时由于粗孔道中的注水外压远远大于细孔道和裂缝中产生的毛管压力，细孔道和裂缝中的剩余油将不能采出，这时形成毛管力与注水压力的第一次压力平衡。

图2 注水阶段岩石孔隙中油流动示意图

在停注阶段(见图3)，注入水的压力开始下降，这时毛管力与外压的压力平衡被打破，被滞留在细孔道和裂缝中的剩余油逐渐流向粗孔道，产生毛管渗吸现象，毛管力逐渐下降，形成毛管力与注水压力的第二次压力平衡，细孔道和裂缝中的原油停止流动。

图3 停注阶段岩石孔隙中油流动示意图

在复注阶段，注入水的外压增大，将渗吸到粗孔道的剩余油驱向井底。同时，注入水在强大的外压下进入细孔道和缝隙，发生强迫自渗吸，使这里面的原油停止向外流动，达到一次新的压力平衡(见图4)。

图4 复注阶段岩石孔隙中油流动示意图

2.2 压力扰动作用

在不稳定注水实施过程中，弹性力的作用会引起压力扰动现象［3］(见图5)，压力扰动可以将一部分剩余油运移到贾敏效应相对较小的孔隙中而被外压驱替出。同时，当剩余油处于压力扰动的最大值时，可以使一部分剩余油在贾敏效应较大的孔隙中被采出。

图5 双河油田437块Ⅱ1－2层系不稳定注水压力预测曲线

利用建立好的地质模型，优选出464、H2101和S2107井组，进行常规注水、考虑毛管力和弹性力的不稳定注水以及只考虑弹性力的不稳定注水效果预测，预测时间为5a，从预测结果(见表1)可知，特高含水期油藏不稳定注水受到毛管力与弹性力的综合作用［4］，弹性力的作用略大于毛管力，在毛管渗吸和压力扰动下，剩余油才从细孔道和裂缝中被不断采出，提高该类油藏的采收率。

表1 双河油田437块Ⅱ1－2层系不稳定注水弹性力与毛管力的作用对比表

3 特高含水期不稳定注水适应性研究

对国内注水开发油田特高含水期实施的不稳定注水技术取得较好效果的实例进行总结，得到特高含水期油田不稳定注水现场实施地质特征对比表(见表2)，可得出适用于不稳定注水技术的特高含水期油藏应满足如下4个条件:(1)储层层内、层间非均质性较强［5］;(2)油藏岩石亲水;(3)油层的连通程度要高、井网的适应性要好;(4)油藏平面和纵向上剩余油均有一定的潜力。

表2 国内特高含水期油田不稳定注水地质特征对比表

表2 续

3.1 储层的层内和层间非均质性

437块Ⅱ1－2层系层间非均质系数为0.5，属于中等非均质，由于存在隔夹层，加重了层间的非均质程度。同时，437块6个层位多口井芯的渗透率统计结果(见表3)显示该断块的层内非均质性比较严重。

3.2 岩石的亲水特征

通过对层系的相渗曲线进行测定，得到束缚水饱和度为28%，残余油饱和度为26%，等渗点含水饱和度大于50.0%，说明本油藏亲水。

3.3 油层的连通性和井网适应性

层系一共有6个含油砂体，5个隔夹层达到0.39% ～97.8%的钻遇率，说明纵向上油层叠加较好，垂向上连通性好。

层系的驱替特征曲线走势平稳、水驱控制程度达到91.7%，说明层系的井网适应性较好。

3.4 油藏的剩余油潜力

通过对地质模型进行生产历史拟合［6］，得到层系的剩余油分布情况(表4)，统计出层系剩余地质储量155.34 ×104t，其中58.1 ×104t剩余油是受到井间滞留［7］而造成的，占剩余油储量的37.41%。该部分剩余油大多滞留在注水井间和油井间的压力平衡区，最适合用不稳定注水方法采出。

表4 双河油田437块Ⅱ1－2层不稳定注水剩余油潜力表

437块Ⅱ1－2层系储层层内、层间非均质性较强，岩石亲水，井网适应性较好，油层连通程度高，平面、纵向上均具有一定潜力，所以现阶段适合利用不稳定注水技术进行生产。

4 结论

(1)特高含水期油田不稳定注水机理解释为毛管力和弹性力的共同作用，弹性力的作用略大于毛管力。

(2)毛管渗吸现象和压力扰动现象会提高特高含水期油田不稳定注水时的采收率。

(3)特高含水期油田实施不稳定注水的条件是非均质强、岩石亲水、油层连通程度高、井网适应性好，并且具有一定剩余油潜力。

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［2］Surguchev L，Koundin A，Melberg O，et al.Cyclic Water Injection:Improved Oil Recovery at Zero Cost［J］.Petroleum Geoscience，2002，1(8):89-95.

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［4］Hchipanov A A，Surguchev L M，Virnovsky G A，et al.Improved Waterflood-Analytical Screening of Cyclic Parameters［C］.Paper E046 Presented at the 70th EAGE Conference ＆ Exhibition，Rome，Italy，2008，6:9-12.

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