薄互层层间干扰三维物理模拟实验研究

武云云

(中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院，山东 东营 257015)

薄互层层间干扰三维物理模拟实验研究

武云云

(中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院，山东 东营 257015)

为了深化对薄互层层间干扰规律的认识，明晰非均质性对水驱油效果的影响, 用恒速法对人造三维胶结物理模型进行水驱油试验，研究了层间严重非均质条件下各类储层的水驱条件及效果。实验结果表明：在合注的情况下，高渗模型在进水量、速度、动用程度都明显大于低渗模型，渗透率级差较小的两个高渗模型相互干扰，且受重力影响注入水沿底部推进明显，关闭高渗模型可有效改善低渗模型的水驱效果，因此应尽量控制渗透率级差，合理组合层系和控制压差以提高采油效果。三维物理模拟实验结果实用性强，更符合油田实际，所得规律认识对于相似油田的实际矿场生产应用具有一定的指导意义。

薄互层； 层间干扰； 物理模型； 三维； 实验

0 引 言

薄互层油藏是由几个甚至几十个油层所组成，往往渗透率级差高，整体开发难度大。在注水开发过程中常会出现层间干扰严重、低渗储层动用程度低等一系列影响开发效益的问题[1]。因此，研究薄互层油藏层间干扰规律对划分开发层系和确定单井采油方式具有显著的工程意义[2]。

三维物理模拟实验技术是进行油田开发室内试验的重要技术手段之一。首先要求人造物理模型能真实反映油层的骨架结构, 尽量做到模型的孔隙度、渗透率、孔隙分布等与实际油层相似[3～6],这样才能在室内有效模拟油藏的实际情况,才能更好地了解流体在油层中的运动过程和变化规律。本文结合渤海油田某薄互层油藏实际储层特点，运用成熟的模型制作技术制作了人造胶结模型，在此基础上开展了薄互层层间干扰三维物理模拟实验，分析了实验过程中饱和度场的变化，深化了层间干扰规律认识，以期对类似油藏的开发起到一定的借鉴作用。

1 水驱油实验

1.1 实验装置

实验装置由实验模型、驱动系统、计量系统、控制及测量系统等4部分组成[5]，图1所示为实验流程的示意图。驱替ISCO泵连接水容器与油容器，可以向模型饱和模拟地层注入水或者模拟油，并进行水驱实验模拟油藏开采过程。采出液经油水分离作用后，油在计量管中收集，并用照相机定时拍照，用专用软件得到精确的油量，消除了人工读数误差。采出水直接用天平称量，拍照和天平计量都是由计算机控制自动采集。

图1 物理模拟实验装置

1.2 实验模型

结合渤海油田某薄互层油藏的储层特征，制作了人工胶结模型作为实验模型。首先根据配方将不同目数的石英砂按不同配比进行混砂，加入少量粘土和胶结剂压制成型，再经过高温烧结，获得胶结模型[4]。模型物性参数见表1。

表1 实验模型物性参数

在模型上共布置了78对电极测点(通过测定模型电阻值监测模型内油水饱和度的变化)，采出井和注水井各10个，饱和用井35个，如图2所示。在实验过程中，假设实验流体为不可压缩流体，水驱油过程为绝热等温过程[6～9]，因此实验中不考虑压力和温度对流体物性参数的影响，实验温度20 ℃。

图2 模型电阻检测电极与模拟井布设示意图(cm)

1.3 实验流体

实验用油选用航空煤油，黏度为1.324 mPa·s, 密度为0.789 g/cm3；实验用水为330 g/L的KCl水溶液，黏度为0.958 mPa·s，密度为1.047 g/cm3。

1.4 实验方案

采用恒速驱替，4块模型在速度为2.0 mL/min下合注进行水驱，当高渗模型4#含水达到98%时，关闭高渗模型的进口；保持流速v=2.0 mL/min不变继续水驱，中高渗模型3#含水98%后，关闭该模型的进口；保持流速不变继续水驱，中低渗模型2#含水98%后，关闭所有模型进口，实验结束。在实验过程中，每块模型按照油层组合顺序竖直放置，考虑重力作用的影响。

2 实验结果分析

2.1 采出情况

驱替速度为2.0 mL/min，实验开始后高渗模型4#首先见水，随后依次是中高渗模型3#、中低渗模型2#，低渗模型1#未见水。高渗模型4#见水时刻的采出程度为65.47%，当含水达到98%时，关闭高渗4#模型进口，4#模型的采出程度为68.18%，3#模型的采出程度为57.58%，2#模型的采出程度为20.83%，1#模型的采出程度为3.68%；中高渗模型3#见水时刻的采出程度为55.73%，当含水达到98%时，关闭3#进口，3#模型的采出程度为59.36%，2#模型的采出程度为41.05%，1#模型的采出程度为11.59%；中低渗模型2#见水时刻的采出程度为61.468%，当含水达到98%时，关闭2#进口，2#模型的采出程度为63.38%，1#模型的采出程度为48.17%。

高渗模型4#见水时刻的注水倍数为0.433，当含水达到98%时，4#模型的注水倍数为0.813，3#模型的注水倍数为0.398，2#模型的注水倍数为0.124，1#模型的注水倍数为0.025；中高渗模型3#见水时刻的注水倍数为0.322，当含水达到98%时，3#模型的注水倍数为0.726，2#模型的注水倍数为0.296，1#模型的注水倍数为0.100；中低渗模型2#见水时刻的注水倍数为0.367，当含水达到98%时，2#模型的注水倍数为0.801，1#模型的注水倍数为0.287。

结合实验综合生产曲线，如图3所示，分析如下：

(1) 由于油水黏度比比较小(1.318)，水驱前缘推进比较均匀，无水采出程度高，模型见水后含水上升迅速。

(2) 高渗模型见水后，由于注入速度变化不大，采出程度没有明显提高。关闭高渗模型时，对中低渗模型影响明显，其采油速度快速提高，低渗模型也有明显受益，但时效较短。

(3) 两个渗透率较高模型都关闭后，中低渗模型采油速度急剧提高，迅速见水，然后采出程度提高缓慢；低渗模型在两个高渗模型关闭后，采出程度大幅提高，在中低渗模型含水98%时仍未见水，还有一定生产潜力。

(4) 关闭两个高渗模型后，在注入速度不变的情况下，注入压力快速增大，并且连续攀升，在实验结束时仍然处于上升状态，可见关闭高渗层对低渗层挖潜至关重要。

(5) 依次关闭高渗模型，压力曲线呈阶梯式上升，说明封堵高渗对提高低渗区域的动用程度具有明显作用。

图3 实验过程中综合生产曲线对比

2.2 饱和度演化规律

定速水驱，渗透率高的模型分流速度大，过水倍数高，相应的含水饱和度高。水驱过程中不同时刻下实验模型油水饱和度的分布情况如图4所示，可以看出，4#模型的含水饱和度变化最快，3#、2#次之，1#最慢。随着注入水体积的增加，油水剖面整体是往前移动的，最终驱替完成后，各模型内除了残余油外就基本上都是地层水，含水饱和度达到最高[10-11]。关闭高渗模型可提高低渗模型的动用程度，说明封堵高渗条带、建立合理压差能够显著提高实际油藏的整体开发效果[12-16]。

图4(a)所示为实验模型在饱和油之后、水驱油之前的初始含油饱和度分布图。考虑到模型填砂压制的影响，各模型的孔隙度及渗透率存在差异，饱和油后的原油分布情况也有所不同，整体来讲，模型饱和油是比较均匀的。

如图4(b)所示，注水初期，不同模型注入水推进速度与渗透率大小正相关，中低渗和低渗模型注入水推进极慢。重力作用尚不明显，1#模型未动用。此时，4#模型采出程度22.504%,注水倍数0.152；3#模型采出程度4.587%,注水倍数0.028；2#模型采出程度0.175%,注水倍数0.004。

如图4(c)所示，高渗模型注入水推进速度明显加快，见水时其大部分区域已水淹，顶部剩余油分布明显。中低渗、低渗模型注入水推进缓慢。图4(d)中，高渗3#模型见水，此时高渗4#含水为95%。中高渗模型注入水推进稍慢，水淹比高渗模型均匀，见水时水淹程度较低。中低渗、低渗模型注入水推进依然缓慢。

如图4(e)所示为高渗模型含水98%时，关闭4#模型进口，由于过水量比较大，油水黏度比较小，故水淹程度比较高。中高渗、中低渗模型由于注入水推进比高渗模型慢，水淹相对均匀，水淹程度较低。低渗模型推进极慢。

如图4(f)为中低渗2#模型见水时刻的饱和度分布图,4#和3#模型已关闭。中高渗模型进口关闭后，中低渗模型注入水推进速度加快，迅速见水，低渗模型推进较前期明显加快，中低渗模型水淹程度快速提高。关闭高渗模型对提高低渗模型的动用程度效果显著。

如图4(g)所示为中低渗2#模型含水达到98%时，关闭所有进口，实验结束。两个渗透率较高模型关闭后，中低渗、低模型注水推进速度急速提高，同时由于模型厚度较小，水淹程度明显加大。

如图4(h)所示为模型静置放置24 h后的饱和度分布图。实验停止保持模型垂直放置24 h后，模型内部油水重新分布：随静置时间延长和渗透率增大油水分离越明显。

2.3 流速分析

另外，通过对模型出口油水产出数据的监测分析得到各个模型的流速随时间变化的关系曲线，如图5所示，经分析，主要有以下特点：

(1) 注水刚开始时，高渗模型启动较快，其注入速度接近总注入速度，其他模型反应较慢。

(a) 初始含油饱和度

(b) 水驱1 h后

(c) 4#模型见水时刻

(d) 3#模型见水时刻

(f) 2#模型见水时刻

(g) 2#模型含水98%

(h) 静置24 h后

图4 不同时刻油水饱和度分布图

图5 实验模型流速随时间变化曲线

(2) 随着其他模型注入压差的逐步建立，中高渗模型注入速度明显上升，高渗模型注入速度开始明显下降，两者之间呈现明显的相互干扰、交替上升，见水后流速均发生明显下降现象。

(3) 中低渗、低渗模型注入速度明显受高渗、中高渗模型的抑制。高渗、中高渗模型关闭后，中低渗模型注入速度快速提高，低渗模型受效也很明显，但注入速度仍较低。两者相互干扰影响小，2#模型见水后流速持续上升。

3 结 语

(1) 本次实验的油水黏度比很低，与一般模型相比，水驱前缘推进比较均匀，无水采出程度高，见水后含水上升快。

(2) 厚度较大模型，受重力影响注入水沿底部推进明显，并且注入速度越高，沿底部突进越明显。

(3) 在合注的情况下，高渗模型和中高渗模型的分流量明显高于中低渗和低渗模型，并且两者相互干扰、交替上升，渗透率级差较小的两个层系合注合采可取得不错的开发效果。

(4) 利用三维物理模拟实验技术开展相关的水驱油实验，对于深化规律认识、减缓层间矛盾、重新划分层系、指导多层系非均质油藏调整开发方案具有重要意义。

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Experimental Research on Interlayer Interference of Thin Interbed Reservoirs by 3-D Physical Simulation

WUYun-yun

(Research Institute of Petroleum Exploration and Development，Sinopec，Dongying 257015，Shandong, China)

In order to deepen the interference among the thin alternating layers of law awareness, clear heterogeneity influence on effect of water flooding, constant speed method was applied for artificial three-dimensional cementation physical model test of water flooding. Severe heterogeneity between layers is studied under the condition of all kinds of reservoir water flooding. The experimental results show that: under the condition of high permeability model, water inflow and speed were significantly greater than low permeability model, two high permeability models interfere each other if permeability is smaller, and the propulsion affected by gravity is obvious at the bottom of the injected water. It also shows closing the high permeability model can effectively improve the water flooding effect of low permeability model. Hence, we should control permeability difference, combine reasonably formation in order to improve oil recovery effect. The three-dimensional physical simulation experiments holds strong practicability, and meets well the practice of oil field. The laws obtained have certain guiding significance.

thin interbed; interlayer interference; physical model; experiments

2016-03-14

国家科技重大专项“胜利油田特高含水期提高采收率技术”(2011ZX05011-003)

武云云(1983-)，女，河北衡水人，硕士，工程师，研究方向：油气勘探综合评价。

Tel.：13561040190；E-mail：yanghaibo370.slyt@sinopec.com

TE 357.6

A

1006-7167(2017)01-0025-05