非均质油藏层间干扰室内实验研究

杨婷媛，曹广胜，白玉杰，杜 童，王 哲，左继泽

（东北石油大学提高采收率教育部重点实验室，黑龙江大庆，163318）

油藏往往存在较为严重的层间非均质性，如果采用多层合采的开发方式开发油藏，由于储层非均质性和油水两相渗流差异而导致层间矛盾加剧，低效无效水循环严重，注水效率降低，严重影响水驱开发效果[1-5]。前人在层间干扰的研究方面取得了较多的研究成果[6-15]，但大多数的实验研究只是针对中高渗透率岩心进行合采，并且只是进行双管并联实验，对实验数据解释不全面，且不能真实地反映低渗透、非均质差异较大的油藏多层合采时的层间干扰影响机理。因此，有必要利用多管并联水驱油室内实验，研究不同非均质程度层段在不同压差下含水率、采出程度及最终采收率的差异，从机理上明确渗透率差异对层间干扰的影响规律，为层段细分调整和层段水量调整提供理论依据。

1 驱替压差对不同渗透率岩心水驱效果的影响

1.1 实验压差选择

为了能够与实际生产相符，需要根据实际注采井间的压差来确定实验压差，那么就需要确定注入井与采出井之间的压力分布规律，为了方便计算，假设地层流体状态为单相渗流。

在渗流力学中势的定义为：

式中，Φ为距井r处的势；K为地层渗透率；μ为地层流体黏度。

在平面上等产量一源一汇的势的定义为：

式中，qh为单位油层厚度的流量；r1为地层内任一点到汇（注水井）的距离；r2为地层内任一点到源（生产井）的距离。

令地层内注采井间某一点为M，注水井和生产井之间井距为L，即r2=L-r1，则在M点的势为：

式中，q为日产液量；h为油层厚度。

化简得到井间分布压力为：

由于在井底流动中q、μ、K、h均为定值，因此令:，则有：

式（6）即为一源一汇注采井间压力分布公式。实际井距L为105 m，井深h为1 000 m，则根据式（6）得到注采井间压力及压力梯度分布（见图1）。

图1 注采井间压力分布Fig.1 Pressure distribution between injection and productionWells

从图1可以看出，在给定的条件下，注采井之间的压力主要集中在9～15 MPa，压力梯度分布主要集中在0.1～0.2 MPa/m，因此确定本实验恒定的注入压力分别为0.05、0.10、0.15、0.20、0.30 MPa。

1.2 实验材料及方案

实验选取具有代表大庆中部西区岩心渗透率的人造岩心，岩心尺寸为300 mm×45 mm×45 mm，采用树脂进行浇筑，具体岩心数据见表1。

表1 岩心基本数据Table1 Core basic data

选取渗透率为 20×10-3、60×10-3、180×10-3、540×10-3μm2的岩心在45℃的条件下进行四管并联实验（见图2）。

图2 不同驱替压力下四管并联实验装置示意Fig.2 Schematic diagram of four-pipe parallel experiment device under different displacement pressure

分别在注入压力为 0.05、0.10、0.15、0.20、0.30 MPa的条件下驱替至含水率98%，测量四块岩心油、水、产液量的变化，计算不同渗透率岩心在不同驱替阶段的驱油效率、含水率变化规律。

1.3 实验结果及分析

1.3.1 驱替压力对采收率的影响 根据实验数据，得到不同驱替压力下各层的采收率（见表2）。

表2 不同驱替压差下各层采收率Table2 Table of recovery for each layer under different displacement pressure

从表2可以看出，不同渗透率的岩心进行多层合采时，总体采收率随着注入压差的增加先增大后减小，说明存在一个合理的注采压差。分析认为，在高压驱替时，注采压差大，低渗透率层动用程度好，但由于高渗透层过早见水，采收率较低，且迅速大量出水，整个水驱过程过早地达到了综合含水率为98%，中低含水稳定阶段时间太短，累计注入水量（PV）较小，最终导致总体的采收率小。对于实际油藏，大部分层段内驱替压力梯度均不高于0.1 MPa/m，说明现阶段即使油藏的综合采收率达到了98%，其低渗透率层段也可能存在相对较多的剩余油，因此针对油藏高含水后期的开发，应重点针对油层中部低渗透率层段开发。

图3为不同驱替压差下采收率与注入量（PV）的关系。从图3可以看出，随着注采压差的增加，各层采收率差异逐渐减小。分析认为，注入压差越大，高渗透层越早发生指进现象，低效无效水循环越严重，过早地达到了综合含水率98%，导致岩心中仍有较多的剩余油还没开采出来，采收率变低；而对于低渗透岩心，由于渗流阻力大，注入压力越大，低渗透岩心孔隙动用的程度越好，采出程度越高，采收率越大。高渗透层采收率变低，低渗透层采收率变高，因此最终的结果是各层采收率差异变小。但在高压条件下最终的采收率最小，这就指导现场在进行水驱时，注入压力不宜过高，且要同时考虑高渗层和低渗层各自的采出程度。

图3 不同驱替压差下采收率与注入量的关系Fig.3 Relationship between recovery and injection volume at different displacement pressures

因此，在同一注入压力下，达到综合含水率98%时不同渗透率岩心水驱采出程度随着岩心渗透率的增加而增加。且随着驱替压力的降低，水驱采出程度的差异越来越大，说明随着水驱开发的逐渐深入，油藏内层间矛盾将进一步的加剧，水驱高含水后期的开发需要针对低渗透率层段实施有针对性的、精准的开发策略。

1.3.2 驱替压力对含水率的影响 在不同的注入压力下达到综合含水率98%时各层含水率的变化规律如表3所示。

表3 实验结束时各层含水率的变化Table3 The change of moisture content in each layer atthe end of the experiment

从表3可以看出，在恒压驱替的条件下，当综合含水率达到98%时，540×10-3μm2的岩心水驱含水率达到99%以上，而20×10-3μm2的岩心仍未见水，说明当综合含水率较高时，下一时刻综合含水率的变化趋势不仅与高渗透率岩心的出水量有关，还与低渗透率岩心的出油量有关，且注入压力越低，低渗透率岩心动用效果越差。

在注入压力为0.30、0.10、0.05 MPa的条件下，水驱不同渗透率岩心含水率的变化曲线如图4所示。

由图4可知，在同一驱替压力的条件下，低渗透率岩心见水较晚。分析原因认为，一方面由于渗透率的差异导致低渗透率岩心渗流阻力较大，进而造成注入水优先进入渗流阻力较小的高渗透率岩心当中，说明即使在恒压并联驱替的条件下，低渗透岩心必然会受到高渗透率岩心的影响；另一方面由于高、低渗透率岩心相对渗透率曲线特征的差异也导致了不同渗透率岩心在驱替过程当中渗流阻力差异逐渐增大，在两方面原因的作用下，低渗透率岩心的见水时间相对于高渗透率岩心明显增长。

由图4还可知，低压条件下含水率的上升幅度明显高于高压驱替时的含水率上升幅度，说明在低压条件下更容易形成活塞式流动，而高压驱替条件下则容易形成非活塞式流动，进而导致高压驱替条件下两相流动；另外达到综合含水率98%时所需要的累计注入量呈现了先增加后减小的趋势，说明要使综合含水率达到某一阶段，至少要求两个方面的原因，即高渗透率岩心产水量足够多，低渗透率岩心产油量足够小，这就要求高含水后期的开发针对低渗透率层段提高波及体积的同时增加产出液量，对于高渗透率层段则增加洗油效率的同时降低产出水量。

图4 不同驱替压力下各层含水率随PV数变化Fig.4 The change curve of water content of each layer with PV number under different displacement pressures

1.3.3 驱替压力对分流比的影响 理论的分流比是根据岩心渗透率的大小来进行计算的。实验岩心渗透率分别为 20×10-3、60×10-3、180×10-3、540×10-3μm2，计算得到的理论分流比为 2.5∶7.5∶22.5∶67.5，根据实验数据，整理统计不同驱替压差下各层分流比情况如表4所示。

从表4可以看出，低渗透层和中低渗透层的分流量与理论分流量相比明显较小，说明多层合采时层间确实存在干扰现象，且对低渗透层干扰最为严重，因此在实际油田开发后期中，低渗透油藏存在分流量少，动用程度差的特点，应重点针对低渗透层进行剩余油的挖掘，建议适当的调剖堵水，必要的时候封堵高渗层。

表4 不同驱替压差各层分流比Table4 Different displacement pressure difference shunt of each layer

2 渗透率级差对不同渗透率岩2心水驱效果的影响

2.1 实验方案

采用渗透率级差分别为9、15、27、40的岩心在45℃下进行四管并联恒压（0.10 MPa）水驱油实验，驱替至综合含水率为98%，记录各层的采出水、采出油量。计算不同渗透率岩心在不同驱替阶段的驱油效率、含水率变化规律。实验装置如图5所示。

图5 不同渗透率级差下四管并联实验装置示意Fig.5 Schematic diagram of four-pipe parallel experiment device with different permeability ratio

2.2 实验结果及分析

2.2.1 渗透率级差对采收率的影响 驱替至综合含水率为98%，记录不同渗透率层的采收率如表5所示。从表5可以看出，驱替至综合含水率98%时，随着渗透率级差的增加，整体采收率逐渐变小。分析原因，随着渗透率级差的增加，高渗透层的岩心渗透率变大，分流量增加，导致低渗透层和中低渗透层受到的干扰较为严重；分流量变小，采收率变低，导致整体的采收率变小。

表5 各层采收率Table5 Recovery table for each layer

不同渗透率级差的岩心在水驱条件下的采收率曲线如图6所示。

从图6可以看出，当渗透率级差为9时，各层的采收率差异较小，开发状态较好；当渗透率级差逐渐增大时，各层采收率差异加大，低渗透层采收率不到20%。因此，现场进行注水时，建议将层系进行重新划分，将渗透率级差在9以内的层段进行合采，能够减小层间的干扰。

图6 不同渗透率级差下各层的采收率变化Fig.6 The recovery curve of each layer under different permeability levels

2.2.2 渗透率级差对含水率的影响 根据实验数据绘制含水率与注入量的关系曲线如图7所示。由图7可知，随着渗透率级差的增加，中低渗透率层段见水所需累计注入量逐渐增加，且渗透率级差大于27时，低渗透层还未见水，说明当开发到综合含水率为98%时，低渗透率还有很多的剩余油未被开采出来。

图7 含水率与注入量的关系Fig.7 Curve of water content and injection volume

因此，在开发前期，需要将层系进行重新划分，建议将渗透率级差在9以内的层段归为一个层系进行开发；在开发后期，已经进行了笼统注水一段时间，进入高含水阶段，由于高渗透层的干扰，还有很多剩余油未被开采出来，建议对高渗层进行封堵，挖掘低渗透层剩余油。

3 结 论

（1）不同渗透率的岩心进行多层合采时，总体采收率随着注入压差的增加先增大后减小，说明存在一个合理的注采压差。建议实际现场中注入压力不宜过大，推荐注采压差梯度在0.05～0.10 MPa/m，避免高渗透层过早见水突破，导致采出液过早的达到综合含水率为98%，低效无效水循环严重，油藏剩余油过多。

（2）在同一注入压力下，达到综合含水率98%时不同渗透率岩心水驱采出程度随着岩心渗透率的增加而增加，且随着驱替压力的降低水驱采出程度的差异越来越大，说明随着水驱开发的逐渐深入，油藏内层间矛盾将进一步加剧，水驱高含水后期的开发需要针对低渗透率层段实施有针对性、精准地开发策略。

（3）渗透率级差越大，低渗透层动用的程度越差，各层采收率差异越大，综合采收率越小，低渗透层剩余油越多，无效低效水循环严重。建议现场将渗透率级差在9以内的储层作为一个开发层系进行合采，减小开发过程中的层间干扰。