低渗透油藏不稳定注水岩心实验及增油机理

周晋冲，张彬，雷征东，邵晓岩，关云，曹仁义

（1.中国石油大学（北京）石油工程学院，北京 102249；2.中国石油 长庆油田分公司 第三采油厂，银川 750000；3.中国石油 勘探开发研究院，北京 100083；4.中国石油 长庆油田分公司 勘探开发研究院，西安 710018）

长庆油田低渗透油藏储集层隔夹层发育，纵向非均质性较强，在常规注水开发中，注入水易沿较高渗透层窜流，较低渗透层注入水波及体积不足，水驱效果较差。长庆油田开辟了不稳定注水生产试验区，开发效果初步得到改善，但低渗透油藏不稳定注水机理尚不明确，亟需开展相关研究。

不稳定注水主要通过周期性提高和降低注水量，使油层内部产生不稳定的压力降，在不同渗透率小层间形成不稳定渗流，从而调整注采系统，以提高水驱效果[1-4]。

早在20 世纪中叶，国外学者就已经开始对不稳定注水实验和机理进行研究，通过室内实验发现，无论是水湿性还是油湿性储集层，周期注水在裂缝性储集层中均能提高采收率[5]；通过建立双层模型，研究了周期注水促进层间交渗机理，认为强非均质性和层段连通性较好的油层更适合周期性注水[6]；利用玻璃珠建立双油层模型，得到在不稳定注水条件下残余油饱和度低于连续注水的认识[7]。近年来，中国学者也通过实验，对不稳定注水机理作了大量研究。通过实验研究认为，不稳定注水能够缓解层内及层间矛盾，而且正韵律油藏效果优于反韵律油藏[8]；通过超深油藏周期注水实验，提出注水效果随着周期数的增加而变差[9]；通过实验分析了周期注水的力学机理，认为渗吸作用的停止条件是毛细管中流体达到受力平衡[10]；在应力敏感性储集层中，不稳定注水开发效果随着循环轮次的增多而变差[11]；在缝洞型碳酸盐岩油藏中，周期注水可改变流态和提高波及率[12]；周期注水效果与油层非均质性和泵效有密切关系[13]，油藏越早转周期注水，开发效果越好[14]，渗吸作用是不稳定注水的主要机理[15]。周期注水驱油应用广泛，在海上油田[16]、裂缝性潜山油藏[17]等皆可行，且储集层非均质性越强，形成的压力扰动越强[18-19]。在低渗透油藏中，周期注水比常规注水采收率提高1.6%[20]。

本文针对长庆油田低渗透油藏典型储集层特征，开展并联岩心和双层岩心实验，分别模拟层间非均质和层内非均质储集层，对比不稳定注水在较高渗透层和较低渗透层中的作用效果。由于岩心实验可视性较差，建立了层间非均质和层内非均质数值模拟机理模型，从渗流场变化分析不稳定注水增油机理。

1 不稳定注水岩心实验

1.1 实验设备

不稳定注水岩心实验装置主要包括氮气瓶、ISCO柱塞泵、六通、电子压力计、中间容器、管线、柱状岩心夹持器2 个、方状岩心夹持器1 个、分液管、量筒及烧杯。其中，2个柱状岩心夹持器并联连接。

1.2 实验材料

实验材料有模拟油，由润滑油和煤油配制，比例为1∶4，密度为0.823 g/mL，黏度为2.8 mPa·s；模拟水为CaCl2型，密度为1.020 g/mL，矿化度约为32 000 mg/L。圆柱状低渗透岩心8 块，平均长度为69.4 mm，平均直径为25.1 mm，其中A 组4 块岩心（A1、A2、A3、A4）平均气测渗透率为5.5 mD，B 组4 块岩心（B1、B2、B3、B4）平均气测渗透率为31.5 mD；方柱状双层低渗透岩心2 块，由渗透率为5 mD 和30 mD 的岩心叠合而成（表1）。

表1 实验用岩心样品部分参数Table 1.Parameters of the core samples used in the experiments

1.3 实验流程

（1）将实验岩心放入恒温箱进行干燥处理，干燥温度为80 ℃，时间为3 h，干燥后取出静置1 d，称重并记录。

（2）准确测量岩心的基本尺寸，测定岩心的气测渗透率并记录。

（3）使用真空泵和驱替泵注模拟地层水20 PV，将岩心饱和模拟地层水，称重并记录，计算岩心孔隙度。

（4）使用模拟油驱替饱和水岩心，确定束缚水饱和度，采用0.05 mL/min 的速度驱替圆柱状岩心，采用0.20 mL/min 的速度驱替方柱状岩心至20 PV，静置老化1 d后称重。

（5）将A1B1、A2B2、A3B3 和A4B4 岩心分别放入柱状岩心夹持器内，设定围压为4 MPa，A1B1 岩心采用连续注水方式驱替，注入速度为0.10 mL/min；A2B2岩心采用等时长间注方式驱替，注水阶段流量为0.20 mL/min，注入12 min，停注12 min；A3B3 岩心采用阶梯注水方式驱替，增注阶段流量为0.15 mL/min，持续12 min，减注阶段流量为0.05 mL/min，持续12 min；A4B4 岩心采用短注长停方式驱替，注水阶段流量为0.30 mL/min，持续8 min，停注16 min。实验驱替时间皆为240 min，记录时间、压力、出口端累计出水量和出油量至实验结束。

（6）将C1 和D1 岩心放入方状岩心夹持器内，设定围压为6 MPa，C1 岩心采用连续注水方式驱替，注入速度为0.10 mL/min；D1 岩心采用等时长间注方式驱替，注水阶段流量为0.20 mL/min，注入20 min，停注20 min。2组实验分别驱替1 200 min，记录时间、压力、出口端累计出水量和出油量至实验结束。

2 并联岩心不稳定注水实验结果分析

2.1 实验结果

相较于连续注水实验组（A1B1），不稳定注水实验组中等时长间注（A2B2）、阶梯注水（A3B3）和短注长停（A4B4）均能够明显提高较低渗透岩心的驱油效率，较高渗透岩心的驱油效率也有一定提升（图1）。这是由于不稳定注水能够产生压力振荡，一方面使更多的水挤入细小的孔隙，置换出原油，增大了较低渗透层的波及；另一方面，由于岩石亲水，毛细管力在驱替速度较小时为动力，发生自吸驱油现象。因此，不稳定注水在减注或停注阶段，能够发挥毛细管力驱油作用，促进滞留在细小孔道中的原油流动，从而提高原油采收率。

不稳定注水实验岩心初始含油饱和度均为60%，驱替240 min 后，非对称型不稳定注水效果明显好于对称型，其中，短注长停效果最好，阶梯注水效果次之，等时长间注效果较差。较低渗透岩心不稳定注水驱油效率比连续注水提高3.5%，较高渗透岩心提高1.1%。对于低渗透油藏，小孔道毛细管力较大，因此，增大停注时间，能够更好发挥较低渗透层的毛细管力驱油作用，增大较低渗透层采收率，对较高渗透层采收率影响相对较小。但并非停注时间越长越好，停注时间太长，会造成注入水的波及系数减小，注入水更容易沿高渗透层突破，使油井无水采收率降低。

2.2 机理分析

利用tNavigator 数值模拟软件，建立层间非均质低渗透油藏模型，平均孔隙度为10%，净毛比为0.6，低渗透层x方向渗透率为5 mD，y方向渗透率为1 mD，高渗透层x方向渗透率为50 mD，y方向渗透率为1 mD，高低渗透层之间存在隔夹层。地层原油密度为832.8 kg/m3，束缚水饱和度为40%，相对渗透率曲线及毛细管力曲线见图2。采用菱形反九点井网注水开发，生产压力为35 MPa，产液量为8 m3/d，分别模拟连续注水和周期注水，周期注水制度为注入15 d停注15 d，以探究层间非均质储集层不稳定注水增油机理。

当含水率为88%时，不同注水方式下油水井之间的含油饱和度纵向分布不同（图3）。不稳定注水能够促使较低渗透层水驱前缘推进，增大较低渗透层采收率，从而缩小层间差异，提高油藏总采收率，与并联岩心实验结果相符。

从微观角度分析，多孔介质水驱油过程流体作用力主要包括驱替压力、黏滞力、流体弹性力及毛细管力。其中，驱替压力始终为水驱油的动力，随注采压差的增大而增大；黏滞力始终为水驱油的阻力，随着油水黏度比的增大而增大；而不稳定注水则能激发流体弹性力和毛细管力，提高微观驱油效率。研究区油藏为亲水性油藏，因此毛细管力会随着驱替速度的增加而改变。当驱替速度较小时，毛细管力为动力，会发生自吸驱油现象；当驱替速度较大时，由于润湿滞后产生“海恩斯跳跃”现象，毛细管力成为水驱油阻力。

对于多孔介质而言，由于孔喉非均质性，驱替阶段驱替压力压制了毛细管力的作用，注入水优先进入大孔道，小孔道毛细管力大，阻碍了驱替，形成微观剩余油。停注阶段，毛细管力发挥驱油作用，促进了小孔道中的驱替，从而提高了注水波及率及低渗透油层采收率。

3 双层岩心不稳定注水实验结果分析

3.1 实验结果

存在层间交渗的情况下，不稳定注水岩心驱油效率始终高于稳定注水岩心（图4）。这是由于双层岩心内较高渗透层和较低渗透层之间的压实程度不同，因而导压系数不同，注水时较高渗透层吸水量大，压力高于较低渗透层，高渗透层中的水得以进入低渗透层中，改善低渗透层的水驱效果；停注阶段高渗透层产液量大，压力下降快，流体由低渗透层向高渗透层窜流，原油流入高渗透层后被采出。对于层内非均质储集层，不稳定注水能够促进不同渗透层间交渗作用，提高较低渗透层采收率，从而进一步提高原油采收率。

3.2 机理分析

利用tNavigator 数值模拟软件建立层内非均质机理模型，模型参数及模拟方案同层间非均质模型，高渗透层与低渗透层在纵向上连通，在开采过程中存在流体交渗。

不稳定注水过程主要分为2 个阶段。第一阶段为注水（增注）升压阶段，油藏进行注水时，高渗透层吸水量较大，压力相对较高；低渗透层吸水量少，压力相对较低，因此高低渗透层之间出现附加的正向压差，在这一压差作用下高渗透层中油水进入低渗透层。第二阶段为停注（减注）降压阶段，当停注（减注）时，因为高渗透层排液量大，压力减小速度快，压力较低，低渗透层压力减小速度慢，压力较高，进而引起低渗透层向高渗透层的压力差，流体由低渗透层向高渗透层窜流（图5）。在注水期，较高渗透层的部分水进入较低渗透层中，驱替出较低渗透层中的原油，提高注入水波及。在停注期，低渗透层与高渗透层之间发生纵向交渗流动，同时毛细管力发挥驱油作用，进一步提高较低渗透层采收率，达到增产和提高油藏开发效果的目的（图6）。

4 结论

（1）根据长庆油田低渗透油藏特征，设计不稳定注水实验方法，通过物理模拟实验探究低渗透油藏不稳定注水开发效果，并通过数值模拟研究不稳定注水渗流场变化，揭示不稳定注水增油机理。

（2）对于层间非均质储集层，不稳定注水能够通过增大较低渗透层水驱前缘推进，在减注和停注期间发挥毛细管力驱油作用明显提高较低渗透层采收率，较高渗透层采收率也有一定提升，短注长停效果最好。

（3）对于层内非均质储集层，不稳定注水能够促进较高和较低渗透层之间流体交渗，增大注入水在较低渗透层中的波及，提高较低渗透层采收率，从而提高油藏开发效果。