高注水倍數(shù)非均質(zhì)巖心驅(qū)油效果實驗研究

閆文華， 焦 龍

(東北石油大學(xué)提高采收率教育部重點實驗室，黑龍江大慶 163318)

高注水倍數(shù)非均質(zhì)巖心驅(qū)油效果實驗研究

閆文華， 焦 龍

(東北石油大學(xué)提高采收率教育部重點實驗室，黑龍江大慶 163318)

雙河油田ⅧⅨ油組經(jīng)歷了30多年的開發(fā)，目前已進入特高含水階段。針對該區(qū)塊地層特點，利用人造非均質(zhì)巖心研究注水倍數(shù)、注入速度與非均質(zhì)性的關(guān)系。結(jié)果表明，高注入水倍數(shù)下，雖然含水率很高，但累計產(chǎn)油量仍然比較有經(jīng)濟價值；滲透率級差對低滲透層的采收率影響比較大；提高注入水倍數(shù)與注入速度，室內(nèi)實驗極限采收率增加；現(xiàn)場注入速度在0.8～1.2 mL/min。

非均質(zhì)巖心； 注水倍數(shù)； 注入速度； 采收率

由于我國油田差異大，且非均質(zhì)性嚴重，已有的經(jīng)驗表明，油層非均質(zhì)性對驅(qū)油效果影響較大，特別是對各小層的驅(qū)油效果和動態(tài)特征的影響更是復(fù)雜[1]。河南雙河油田ⅧⅨ油組地處河南省唐河縣和桐柏縣境內(nèi)，位于南襄盆地泌陽凹陷西南部的雙河鼻狀構(gòu)造西部，油層以薄層為主，儲層物性以低孔低滲為主。含油面積14.6 km2，地質(zhì)儲量1. 163 7×107t，自1978年投入開發(fā)以來，歷經(jīng)了層系局部細分、一次、二次井網(wǎng)加密和上傾部位井網(wǎng)加密、井網(wǎng)完善調(diào)整5個開發(fā)階段，目前已進入特高含水開發(fā)后期[2-4]。截止2012年6月底，共有油井84口，開井73口，日產(chǎn)油水平153.6 t，日產(chǎn)液水平1 938.8 t，綜合含水率92.66%。在其含水率已經(jīng)達到90%的程度，不采用驅(qū)油劑而依舊采用水驅(qū)的方法，是否能夠有效提高采收率，是本文研究的主要問題。

1 實驗部分

1.1實驗巖心

實驗所用巖心為雙河油田ⅧⅨ油組的物性參數(shù)制作的人造非均質(zhì)巖心，長度為30 cm，橫截面積為4.5 cm×4.5 cm。

1.2高注水倍數(shù)與非均質(zhì)性的驅(qū)油實驗

從注水倍數(shù)(PV)和驅(qū)油效率(ED)的定義出發(fā)，可以推導(dǎo)出注水倍數(shù)與驅(qū)油效率的數(shù)學(xué)關(guān)系式。已知相滲及礦場資料的條件下，應(yīng)用該理論關(guān)系式可以簡便快捷地計算水驅(qū)油的驅(qū)油效率[5]：

(1)

公式(1)說明，用增加注水倍數(shù)來提高采收率的方法是可行的[6]，但公式(1)是對于均質(zhì)巖心的。因此，在非均質(zhì)巖心中開展高注水倍數(shù)驅(qū)油實驗，驗證是否依舊可以提高采收率。

1.3注入速度與非均質(zhì)性的驅(qū)油實驗

非均質(zhì)油藏在注水開發(fā)的情況下，經(jīng)過長期注水開發(fā)后，油層易形成相對固定的注采連通對應(yīng)關(guān)系：注入水總是沿著滲透率相對較高油層率先到達采油井底，而滲透率相對較低的油層不容易被注入水波及到，水驅(qū)動用程度很低[7-8]。會導(dǎo)致非均質(zhì)油藏采收率很低[9-10]。

針對不同滲透率級差的非均質(zhì)巖心，在相同巖心和不同巖心中改變注入速度實驗，以驗證非均質(zhì)巖心中注入速度對提高采收率的效果。

表1 高注水倍數(shù)下非均質(zhì)巖心驅(qū)油實驗結(jié)果Table 1 The Experiment result of heterogeneous cres of high injection multiples flooding

注：0.4轉(zhuǎn)1.6表示在0.4 mL/min下注入量達到所要求的數(shù)值基礎(chǔ)上，提高注入速度至1.6 mL/min并水驅(qū)到一定 數(shù)值，并記錄最終采收率；VK為滲透率變異系數(shù)，指滲透率標準偏差與平均值之比。

2 結(jié)果與討論

2.1非均質(zhì)性對注水倍數(shù)的影響

在3種非均質(zhì)巖心上進行水驅(qū)實驗，使注水倍數(shù)達到50 PV，A與C組的滲透率變異系數(shù)均為0.4，級差均為3，而B組的滲透率變異系數(shù)為0.62，級差為6。以方案3、8、13為例，如圖1所示(其他方案類似)。相同注入速度下，達到50PV時，采出程度由多到少依次是A型、C型、B型。

如圖1所示，A、B、C型巖心最終采收率分別為71.74%、70.53%、70.98%。在滲透率級差均為0.4時，A型巖心采收率大于C型巖心，而滲透率級差為0.4的兩組巖心采收率均大于級差為6的C型巖芯。

圖1 采收率與注入量關(guān)系圖

Fig.1Therelationshipofrecoveryandinjectionvolume

注入0～5 PV時，采出程度分別為68.53%、64.6%、65.03%；注入10 PV時，采出程度分別為70.02%、68.35%、68.2%，提高了1.49%、3.75%、3.17%；注入30 PV時，采出程度分別為71.64%、70.2%、70.79%，提高了1.62%、1.85%、2.59%?？梢钥闯?，隨著注入水倍數(shù)的增加，采收率是增加的。在注水倍數(shù)前5 PV為主要產(chǎn)油階段。注水倍數(shù)在5 PV以后，產(chǎn)油量保持穩(wěn)定增長，產(chǎn)水量很大，注入水利用率極低，但是在長期的水洗過程中仍可采出一定量的油，尤其是在10～50 PV，采收率分別提升1.72%、2.18%、3.17%。

盡管注入水倍數(shù)很大，但是在非均質(zhì)巖心中，滲透率級差以及滲透率變異系數(shù)對采收率的影響很大。特別是在低滲透層中，注入壓力受到的影響比較大。在保持注入壓力不變，注入水倍數(shù)很大時，其中A型與C型低滲層在級差為3的情況下可以建立起較高的注采壓差，使該層得到較好的動用；而B組巖心在級差為6的情況下，受到高滲透層的干擾，低滲透層無法建立足夠的驅(qū)替壓差，水驅(qū)效果不明顯。

2.2非均質(zhì)性下注入速度對驅(qū)油效果的影響

在相同非均質(zhì)性條件下，按照注入速度為0.4、0.8、1.2、1.6 mL/min進行高注入倍數(shù)水驅(qū)實驗，如圖2所示，最終采收率分別為70.17%、70.98%、72.02%。注入速度為1.6 mL/min的采收率是最高的，其次是1.2 mL/min與0.8 mL/min的采出程度，但三者相差不大，而注入速度為0.4 mL/min的采出程度最低，為54.00%，對其在30 PV時提高注入速度至1.6 mL/min，采收率提高了4.02%，達到了58.02但其最終采收率比直接用1.6 mL/min少13.82%。

圖2 不同注入速度下采收率與注入量關(guān)系曲線

Fig.2Therelationshipofrecoveryandinjectionvolumeatdifferentinjectionvelocity

非均質(zhì)巖心中，注入速度是影響滲透率較小層形成水流通道的一個重要因素。只有當注入速度達到一定值時，即達到一定的注采壓差，滲透率較小的層才能成為流體運移的有效通道。否則，注入速度小于該值時，只有前期滲透率較小的層會有少量油被采出，而注入后期，滲透率較小的層不能成水運移的通道。而適當提升或者定期改變注入速度(注入壓力)，會使水流與常規(guī)連續(xù)注水有所不同，導(dǎo)致巖心中高低滲透層的壓力不一致，從而提高采收率。當提高注入速度后，低滲透層壓力變化不如高滲透層快，使得低滲透層的壓力高于高滲透層，產(chǎn)生壓力差，低滲透層中的水流向高滲透層，同時低滲透層中的剩余油也會隨著水流的變化而采出。

注入速度過高，會導(dǎo)致注入井的注入壓力增加。地層壓力過高，相應(yīng)的注入壓力就有可能超過油層破裂壓力，致使注入水不能正常注入，甚至在注入井附近產(chǎn)生裂縫，不利擴大波及體積。相反生產(chǎn)井地層壓力過低，在油層中就要產(chǎn)生脫氣現(xiàn)象，從而降低了生產(chǎn)井的產(chǎn)液能力。若按照油田的注入速度為1 m/d，經(jīng)實驗室轉(zhuǎn)化，相當于注入速度為0.4 mL/min，建議現(xiàn)場的注入速度為0.8～1.2 mL/min。

3 結(jié)論與建議

(1) 在同一注入速度(注入壓力)下，3種非均質(zhì)巖心的注入水倍數(shù)與采收率的變化規(guī)律相似，均是在注入水倍數(shù)較小時，其采出程度增長較快，特別是0～5 PV的采出程度特別高；之后隨著注入水倍數(shù)變大，采出程度的增長幅度比較小，在10～50 PV，采收率分別提升1.72%、2.18%、3.17%。其后期的累積產(chǎn)油量仍然比較可觀，在目前油價下，仍然可以有較高的經(jīng)濟效益。

(2) 滲透率級差(滲透率變異系數(shù))是非均質(zhì)巖心驅(qū)油效果的主要影響因素，滲透率級差為3的時候，低滲層可以獲得較高的采出程度；當級差為6的時候，低滲層單層采出程度相對較低。

(3) 提高注入水倍數(shù)，增大注入速度(注入壓力)，室內(nèi)實驗極限采收率增加。

(4) 建議注入速度控制在0.8～1.2 mL/min，形成不穩(wěn)定注水，在高、中、低滲透層之間產(chǎn)生不穩(wěn)定的壓力差以提高采收率，并且增加注入水倍數(shù)，提高采液指數(shù)，同時為了保證產(chǎn)水量不過高，在注入一段時間后，停止注水，達到控水的目的。

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(編輯 王亞新)

Heterogeneous Cres of High Injection Multiples Flooding Effect

Yan Wenhua， Jiao Long

(KeyLaboratoryofEnhancedOilRecovery,MinistryofEducation,NortheastPetroleumUniversity,DaqingHeilongjiang163318,China)

Shuanghe field ⅧⅨ oil group has been developed more than 30 years,and it has entered the especially high watery stage. According to the features of formation of the blocks, with artificial heterogeneous cores,the experimental study the relationship of multiple injection,injection rate and heterogeneity. The results show that under high multiples injecting water,although the moisture is very high,cumulative oil production still have more economic value; permeability ratio have a great impact on low-permeability layer; improving multiple injection and the injection rate,the ultimate recovery of laboratory experiments can be increased;they suggest that the injection rate should between 0.8～1.2 mL/min.

Artificial heterogeneous cores; Multiple injection; Injection rate; Recovery ratio

1006-396X(2014)04-0048-04

2013-10-08

：2014-03-19

國家重大專項“水驅(qū)開發(fā)效果評價及措施優(yōu)化方法研究”資助(2011ZX05052-12)。

閆文華(1967-)，女，博士，教授，從事油田開發(fā)及提高采收率研究；E-mail：dqyanwh@163.com。

TE347

： A

10.3969/j.issn.1006-396X.2014.04.011