渤海L油田厚层疏松砂岩储层纵向水淹规律地质影响因素实验分析

陈丹磬，李金宜，朱文森，信召玲，王立垒



渤海L油田厚层疏松砂岩储层纵向水淹规律地质影响因素实验分析

陈丹磬，李金宜，朱文森，信召玲，王立垒

（中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300459）

基于渤海L油田典型厚层疏松砂岩油藏开展了储层韵律性和渗透率级差两大地质因素对厚储层油藏纵向水淹规律影响的实验研究。通过提取典型井组地质参数，建立了均质、正韵律、反韵律、复合韵律等9种韵律性平板可视化实验模型和反韵律模型的4种渗透率级差平板可视化模型。韵律性实验结果表明：在不同韵律性条件下，厚储层油水运动规律特征不同，在初期见水时刻和含水98%时刻，剩余油分布特征各异，最终采收率差异明显。不同级差实验结果表明：厚储层油藏见水时刻临界动用级差大于水淹级差；含水98%时刻，临界动用级差和水淹级差较接近，揭示初始见水时未动用的储层，水淹后的高含水期更难动用。实验结果可以有效指导后续调整井挖潜研究。

渤海油田；疏松砂岩；厚储层；韵律性；级差；水淹规律

渤海主力油田开发初期基本采用合注合采开发方式，在注水开发后期，厚储层纵向水淹规律复杂[1-6]，为调整井挖潜带来难度。围绕影响厚储层纵向水淹规律的地质因素[7-10]开展室内实验分析，有利于掌握厚储层疏松砂岩油藏注水开发纵向水淹规律特征，进一步精细刻画剩余油分布，为后续细分层系调整时的井位设计和现场实施提供参考。以渤海典型厚储层疏松砂岩L油田为例，该油田主要含油层系为东二下段，其主力油组在油田范围内分布稳定，油层厚度一般大于30 m，储层孔隙度主要为24%～33%，渗透率为50×10-3μm2～5 000×10-3μm2，具有高孔、高渗的储集物性特征。基于矿场13个典型井组的地质特征参数，对应建立13个二维可视化平板模型，设计实验方案，针对性开展储层韵律性和渗透率级差两种地质因素对厚储层纵向水淹规律影响的实验研究。

1 实验方案设计

1.1 实验材料和条件

①平板模型规格：28 cm×8 cm（左右）×0.45 cm；②实验用水：根据L油田水源井离子组成复配的地层水，总矿化度为8 878 mg/L，25 ℃条件下黏度0.92 mPa·s。③实验用油：真空泵油与煤油按体积比2:1配制，25 ℃条件下黏度19.8 mPa·s。为在实验过程中便于观察，将模拟油加入适量的苏丹四，将模拟油染成红色。④实验温度：25℃。⑤模型设置：一注一采，采用合注合采方式。

1.2 实验装置

实验装置由中间容器（带活塞）、isco高精度柱塞泵、高精度压力传感器、六通阀、平板模型、油水分离器等以及图像采集系统等组成，见图1。

图1 实验装置及流程示意图

1.3 实验步骤

①根据模型的设计要求，制作不同沉积韵律的平板模型；②称干重，模型抽真空饱和模拟油，测量孔隙度；③按实验流程连接好管线，模型注水驱替，注入速度为0.5 mL/min；当注入水进入平板模型井口时设定为时间零点；记录注入压力等相关数据，驱替至含水率为98%停止实验，在实验过程中不间断地采集图像。④更换模型，重复①~③步。

1.4 实验方案

矿场参数与实验数据参数见表1。根据L油田13个典型井组地质特征制作模型。根据各层厚度比例设计各填砂层的厚度，垂向总厚度为6~9 cm，模型长度28 cm，水平方向宽度为0.45 cm。不同层位按照实际厚度比例折算并取整，设计方案见表2。

表1 矿场参数与实验参数对照

表2 储层韵律性和渗透率级差实验方案模型参数

表2 (续)

2 不同沉积条件厚储层纵向水淹规律

2.1 均质模型

厚储层均质模型实验包含方案1、方案2和方案3。在均质模型中，重力分异导致见水时刻油层底部先水淹，在见水时刻，渗透率越低，重力作用相对较弱，水驱前缘越均匀，见水越晚，且无水采油期更长，最终采出程度较高；渗透率越高，油水前缘转折点距注入端的距离越短，如图2所示。

图2 均质模型见水时刻油水分布

厚储层水淹规律受到重力和驱动力的双重影响。驱替结束时刻，均质模型渗透率越高，重力影响水淹规律程度越大，模型底部水淹越严重。同时剩余油主要集中在生产井靠近顶部的三角区域。方案1渗透率最低，整体驱替效果较好，剩余油主要集中在局部非均质的部位。

2.2 正韵律、反韵律模型

正韵律模型实验为方案4，反韵律模型实验为方案5。模型均为3层，渗透率级差均为3。见水时刻，级差为3的正韵律模型高渗层底部发生水淹，中低渗层未被动用。级差为3的反韵律模型水驱波及效果好，未发生注入水单层突进的情况。

驱替结束时刻，正韵律、反韵律模型纵向水淹规律如图3。水驱结束后，正韵律模型仍留下大量的残余油，顶部的中低渗层是挖潜重点。

2.3 复合韵律模型

复合韵律实验包含方案6~9。分别为复合正韵律、复合反韵律、复合正反韵律和复合反正韵律。见水时刻，复合韵律模型纵向水淹规律如图4。

图3 正韵律、反韵律模型含水98%时刻油水分布

图4 复合韵律模型见水时刻油水分布

复合正韵律是纵向上多个正韵律的组合，注入水沿高渗层突进，迅速见水。模型水淹规律、剩余油分布，与正韵律模型相同。复合反韵律是纵向上多个反韵律的组合，复合反韵律模型的级差为2，注入水推进均匀，未发生单层注入水突进现象，各层均被水淹，水驱效果最好。复合正反韵律模型，注入水沿中部高渗层突进，迅速水淹。复合反正韵律模型，注入水沿顶部和底部高渗层突进，迅速水淹。

驱替结束时刻，由于渗透率非均质性的影响，复合正韵律模型水驱结束后仍留下大量剩余油，主要分布在渗透率较低层中。复合反韵律模型各层均被水淹，水驱效果最好。复合正反韵律模型，模型上部和下部的水淹规律、剩余油分布，与正韵律和反韵律模型相同。剩余油存在于模型顶部和底部的渗透率较低层。复合反正韵律模型中部水淹规律、剩余油分布，与正韵律和反韵律模型相同。剩余油存在于模型中部的渗透率较低层。

3 不同渗透率级差条件纵向水淹规律

考虑实际油藏整体上为反韵律，因此以典型反韵律井组地质特征为基础，设计了4种不同渗透率级差的反韵律模型方案，包含方案10~13。见水时刻，不同渗透率级差模型油水分布如图5。驱替结束时刻，不同渗透率级差模型的油水分布如图6。

图5 不同渗透率级差模型见水时刻油水分布

图6 不同渗透率级差模型含水98%时刻油水分布

见水时刻，级差由4增大到10，对应储层动用程度依次降低，尤其是中低渗层位基本不会被有效动用。水驱过程中，水线均沿高渗透层推进，高渗透层很快水淹，其他层位波及程度非常小，具有注入水单层突进现象。高渗层在层内有重力分异现象。

驱替结束时，各模型的剩余油主要分布在底部的中低渗层，级差越大，底部波及程度越小。由于注入水在高渗层内部受重力作用，所以在高渗层上部仍然有剩余油局部富集。

级差代表高低渗层水驱差异。根据实验结果，统计不同渗透率级差模型见水时刻和驱替结束时的临界动用级差和临界水淹级差，结果见表3和表4。

表3 临界动用级差

表4 临界水淹级差

分析可得：见水时刻临界动用级差大于水淹级差。含水98%时，临界动用级差和水淹级差较接近，说明对于合注合采方式下的厚储层油藏，初始见水时未动用的储层，水淹后的高含水期更难以动用。对于海上此类油藏后续综合调整应该以水平井网细分层系挖潜为主。

4 实验数据分析

13个实验方案采收率数据见表5。不同储层韵律性实验开发指标见图7。不同渗透率级差实验开发指标见图8。

表5 储层韵律性及渗透率级差实验方案数据

对于厚储层，均质模型渗透率较低的油层，含水上升较慢，水驱波及体积高，见水晚，无水产油期及无水采出程度高，最终采出程度高；驱替结束时刻，渗透率较高的两个均质模型，由于重力对油水分布的影响更严重，有较多剩余油集中在储层上部。反韵律地层，能充分发挥重力分异作用，进入较高渗层的水向下流动进入较低渗层驱油，具有更高的波及系数，出口见水晚，无水采出程度大；正韵律地层，在重力作用下注入水很快进入高渗层，沿高渗层流动，注入水波及体积小，见水过早，无水采油期最短，无水采出程度最低。

图7 不同韵律性模型开发指标对比

图8 不同渗透率级差开发指标对比

复合反韵律模型的注入水推进均匀，各层均被水淹，水驱效果好；结合正韵律与复合正韵律开发指标对比，可以看出，复合正韵律的开发指标与正韵律相似，但由于重力分异驱油的影响，复合正韵律模型的采收率高于正韵律模型；复合反正韵律采收率高于复合正反韵律，含水率变化曲线比较接近，复合正反韵律的含水上升更快。

反韵律模型级差越小见水越晚，最终采出程度越高。因为渗透率级差越小，注入压力越高，更多水量进入渗透率较低的层，因此，级差越小见水越晚，见水时波及程度越大。L油田反韵律厚储层井组在级差小于4的情况下具有较好整体驱油效果，在级差大于4的情况下驱油效果整体变差，出现注入水单层突进现象，剩余油在渗透率较低层位富集明显。

5 结论

（1）储层韵律性和渗透率级差是影响厚储层疏松砂岩油藏纵向水淹的重要地质影响因素，不同韵律性和级差条件下油水分布特征差异较大，实验结果将有效指导海上厚储层油田调整井后续挖潜研究。

（2）厚储层疏松砂岩油藏在不同韵律性下呈现差异化油水分布，其中复合反韵律模型见水时采出程度和最终采收率最高，正韵律模型最低。

（3）厚储层疏松砂岩反韵律油藏在级差小于4的情况下具有较好的整体驱油效果；在大于4的条件下，剩余油明显在渗透率较低层位富集，初始见水时未动用的储层，水淹后的高含水期更难动用。

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编辑：王金旗

1673–8217（2017）05–0075–06

TE313.3

A

2017–03–10

陈丹磬，高级工程师， 1964年生， 1987年毕业于江汉石油学院油气田开发专业，主要从事油气开发实验研究。

该技术研究得到国家科技重大专项课题“渤海油田加密调整及提高采收率油藏工程技术示范”支持（2016ZX05058–00）。