程 都，馬鑫怡

（河南油田分公司第二采油廠，河南唐河 473400）

古城油田泌124斷塊位于泌陽(yáng)凹陷北部斜坡帶西南端，聚合物驅(qū)位于泌124斷塊主體區(qū)次級(jí)斷塊下層系，含油面積 0.6 km2，地質(zhì)儲(chǔ)量 85.83×104t，縱向上分為12個(gè)含油小層，儲(chǔ)層物性好，平均孔隙度25.37%，平均滲透率0.475 μm2，屬大中孔隙、高中滲透類型，但非均質(zhì)性強(qiáng)，受沉積微相控制，主力油層連通性好，但層間、層內(nèi)非均質(zhì)嚴(yán)重，滲透率變化范圍0.038～2.391 μm2,最大滲透率級(jí)差62.92。不僅儲(chǔ)層非均質(zhì)嚴(yán)重，層間原油性質(zhì)差異也較大，50℃地面脫氣原油粘度 H3V2-3層在 200～300 mPa·s，而 H3V7-8層在400～600 mPa·s。

油藏的特殊性嚴(yán)重制約了水驅(qū)開發(fā)效果，注水井層間吸水能力差異大，高滲透層吸水量大，低滲透層吸水量小或根本不吸水，注水后，水線沿高滲透層或高滲帶突進(jìn)，含水上升快，低滲帶井或低滲透層見不到注水效果，造成水驅(qū)油效率低、壓力保持水平低、穩(wěn)產(chǎn)難度大等一系列問題。因此，2008年5月轉(zhuǎn)入注聚開發(fā)，轉(zhuǎn)變開發(fā)方式后，產(chǎn)油量呈階梯狀上升，含水呈階梯狀下降，增油降水效果明顯，聚驅(qū)開發(fā)取得了較好的效果。但目前仍然存在一系列問題，一是油層動(dòng)用不均勻，剖面矛盾突出；二是部分采油井產(chǎn)聚濃度偏高，井組發(fā)生竄流現(xiàn)象，平面矛盾突出。如何解決開發(fā)中出現(xiàn)的矛盾，有效動(dòng)用剩余油是油田開發(fā)目前面臨的問題。筆者對(duì)泌124斷塊主體區(qū)次級(jí)斷塊下層系進(jìn)行了聚合物驅(qū)數(shù)值模擬研究，分析了聚驅(qū)開發(fā)過程中的優(yōu)勢(shì)流場(chǎng)，以期為油藏挖潛和調(diào)整提供借鑒。

1 優(yōu)勢(shì)流場(chǎng)

部分油藏由于注入水的長(zhǎng)期沖洗在高滲透區(qū)域形成了竄流通道，竄流通道的形成使注入水、聚合物沿高滲透帶竄流，造成油井含水上升，產(chǎn)油下降，因此準(zhǔn)確判別、預(yù)測(cè)竄流通道，對(duì)優(yōu)化實(shí)施調(diào)驅(qū)措施意義重大。

1.1 優(yōu)勢(shì)流場(chǎng)的特征

優(yōu)勢(shì)流場(chǎng)一般是指多孔介質(zhì)體內(nèi)的流場(chǎng)強(qiáng)度明顯高于與之體積相當(dāng)?shù)亩嗫捉橘|(zhì)體內(nèi)的流場(chǎng)強(qiáng)度[1-3]，影響優(yōu)勢(shì)流場(chǎng)形成的因素可以分為內(nèi)在因素和外在因素[4-5]。其中，內(nèi)在因素是非均質(zhì)多孔介質(zhì)的非均質(zhì)性和其中的流體的非均質(zhì)性；外部因素是流體在多孔介質(zhì)中流動(dòng)的空間分布，包括注采工作制度引起的井組壓力變化和區(qū)域壓力場(chǎng)變化。

優(yōu)勢(shì)流場(chǎng)明顯的特征為：注采井間液量較大，且井間液量與注水井波及體積的比值也較大，此外，還可能伴隨有流體流速快，注水倍數(shù)大，含水率高等特征。優(yōu)勢(shì)流場(chǎng)研究,就是要突破中老油田開發(fā)的重點(diǎn)及難點(diǎn),即指出平面上流場(chǎng)的非均質(zhì)性的問題[6]，進(jìn)而提出解決的辦法，平面上或稱橫向上流場(chǎng)的非均一性稱為橫向上局部指進(jìn)[7]。

1.2 優(yōu)勢(shì)流場(chǎng)對(duì)剩余油分布的影響

優(yōu)勢(shì)流場(chǎng)在流體的分布和運(yùn)移過程中起主導(dǎo)作用，控制著剩余油的形成和分布。如在平面上河流相沉積儲(chǔ)層在注水開發(fā)過程中，注入水主要沿著優(yōu)勢(shì)流場(chǎng)（如厚度大、滲透率高、壓力傳導(dǎo)快的主河道）運(yùn)移，因此注入水波及程度高，而相對(duì)厚度小、滲透率低、壓力傳導(dǎo)速度慢的河道側(cè)緣等非優(yōu)勢(shì)流場(chǎng)注入水波及程度低，剩余油飽和度比較高；在縱向上主力層與非主力層相比為優(yōu)勢(shì)流場(chǎng)，主力層的注入水波及程度較高；在正韻律沉積的厚油層的層內(nèi)底部，為層內(nèi)的優(yōu)勢(shì)流場(chǎng)，注入水波及程度較高。

2 泌124區(qū)塊優(yōu)勢(shì)流場(chǎng)分析

2.1 優(yōu)勢(shì)流場(chǎng)的表征方法

剩余油儲(chǔ)量豐度和剩余油可采儲(chǔ)量豐度的區(qū)別在于對(duì)殘余油飽和度的認(rèn)識(shí)上。將這兩個(gè)指標(biāo)的定義式作如下處理，令 A1＝So，A2＝So－Sor。

系數(shù)A1和A2與含油飽和度均為線性關(guān)系，剩余油儲(chǔ)量豐度僅僅反映了單位面積上的剩余油儲(chǔ)量，剩余油可采儲(chǔ)量豐度只是簡(jiǎn)單地不考慮束縛油時(shí)儲(chǔ)量單位面積上的剩余油可采儲(chǔ)量，未考慮可流動(dòng)原油在不同含水飽和度下的分流能力，而實(shí)際上原油的分流能力與含水飽和度呈明顯的非線性關(guān)系。

這種非線性關(guān)系可以體現(xiàn)在不同含油飽和度下的油水相對(duì)滲透率關(guān)系曲線中，油水兩相的相對(duì)滲透率比與含油飽和度呈線性關(guān)系，即：

式中：a為lg［kroSw（）/krwSw（）］～Sw曲線的截距，b為其斜率。

將優(yōu)勢(shì)潛力豐度定義為：

式中：Ωo3-優(yōu)勢(shì)潛力豐度，104t/km2；A3-優(yōu)勢(shì)潛力豐度系數(shù)；kro，krw-油相、水相相對(duì)滲透率；μo，μw-地層原油、地層水粘度，mPa·s。

式中表明，A3體現(xiàn)了實(shí)際油藏中油水的分流能力隨含水飽和度呈非線性變化。

由式（1）與式（2）對(duì)比可以看出，優(yōu)勢(shì)潛力豐度從另一種意義上就是剩余油的分流能力與剩余油儲(chǔ)量豐度的乘積，因此，它既反映了地下的剩余油儲(chǔ)量，反映了剩余油的分流能力，同時(shí)也反映了水的分布狀況，從而可以確定優(yōu)勢(shì)流場(chǎng)。

同時(shí)，從不同時(shí)刻優(yōu)勢(shì)潛力分布圖上可以看到水淹較嚴(yán)重的區(qū)域會(huì)持續(xù)高含水飽和度區(qū)域，如果在不同時(shí)刻的圖上高含水率和高含水飽和度區(qū)域持續(xù)出現(xiàn)，就認(rèn)為此處存在優(yōu)勢(shì)流場(chǎng)。

2.2 優(yōu)勢(shì)流場(chǎng)分布特征

由于儲(chǔ)層平面、縱向以及層內(nèi)非均質(zhì)性特別是局部竄流通道的影響，不同部位之間水淹程度差別較大，導(dǎo)致油水分流能力差別很大，本研究根據(jù)泌124的實(shí)際情況分析了三個(gè)時(shí)間段的優(yōu)勢(shì)流場(chǎng)流度分布圖，分別是注聚前，目前，以及追加0.24 PV后各小層優(yōu)勢(shì)流場(chǎng)分布圖，用來進(jìn)一步說明優(yōu)勢(shì)流場(chǎng)的分布規(guī)律。

從H3V21小層的優(yōu)勢(shì)流場(chǎng)分布圖可以看出（見圖1），注聚前到目前G3407-G3504井附近以及G3303-G3405井附近流度值減小明顯，說明該區(qū)域注聚對(duì)于改善優(yōu)勢(shì)通道效果明顯。從流度頻率曲線可以看出（見圖2），注聚前到目前為止，0.7～0.8 μm2/mPa·s流度值變化明顯，頻率減小，而且流度值在 0～0.3 μm2/mPa·s范圍的頻率有所增加，大流度值頻率減小，小流度值頻率增加，說明注聚見效較好，繼續(xù)注聚0.24 PV后，0.6～0.8 μm2/mPa·s范圍的流度值頻率有所減少，而 0～0.3 μm2/mPa·s范圍的流度值也有所減少，說明繼續(xù)注聚0.24 PV后對(duì)優(yōu)勢(shì)流場(chǎng)有一定的改善作用，但同時(shí)也可能會(huì)出現(xiàn)注聚反轉(zhuǎn)現(xiàn)象，分析認(rèn)為優(yōu)勢(shì)流場(chǎng)形成的原因主要為強(qiáng)注水造成水淹，隨著注水時(shí)間的增加，形成了強(qiáng)的滲流通道。

從H3V33層的優(yōu)勢(shì)流場(chǎng)分布圖可以看出（見圖3），G3407井、G3303井以及G3203井周圍流度值降低明顯，說明注聚對(duì)該區(qū)域優(yōu)勢(shì)流場(chǎng)改善效果明顯。從流度頻率曲線可以看出（見圖4），注聚前到目前為止，范圍在0.1～0.8 μm2/mPa·s的流度值的頻率基本都在減小，說明注聚對(duì)較大孔道的優(yōu)勢(shì)流場(chǎng)見效，也使較小孔道流度值變小，可能出現(xiàn)注聚反轉(zhuǎn)現(xiàn)象。繼續(xù)注聚0.24 PV 后，范圍在 0～0.8 μm2/mPa·s流度值頻率整體繼續(xù)減小，說明繼續(xù)注聚0.24 PV后可能無改善效果。流線形成的原因首先受邊水的控制，然后為高滲條帶的影響造成。

3 結(jié)論及建議

目前泌124區(qū)聚合物驅(qū)層系主力小層有一定的優(yōu)勢(shì)流場(chǎng)存在，優(yōu)勢(shì)流場(chǎng)較弱的區(qū)域也是剩余油富集區(qū)域。造成優(yōu)勢(shì)流場(chǎng)形成的主要原因是因油藏的非均質(zhì)性強(qiáng)，在注水開發(fā)中形成局部高滲帶，水淹嚴(yán)重，并形成竄流通道，通過聚合物驅(qū)能一定程度上改善這一問題，但問題并不能得到很好地解決。下一步改善優(yōu)勢(shì)流場(chǎng)、挖潛剩余油的方法主要為。

（1）調(diào)剖堵水，對(duì)竄流嚴(yán)重的井組進(jìn)行有針對(duì)性的調(diào)剖堵水。

（2）差異化注入，采取不同井組不同濃度注入方法擴(kuò)大波及體積，提高驅(qū)替效率。

（3）分層系開發(fā)，緩解合層開發(fā)造成的縱向非均質(zhì)強(qiáng)的矛盾。

（4）加密井網(wǎng)，動(dòng)用由于井網(wǎng)不完善而形成的剩余油。

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