盧祥國(guó)，高建崇，2，何 欣，魏 偉，蘇延昌，裴秀玲

（1.東北石油大學(xué)提高油氣采收率教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，黑龍江大慶 163000；2.中海石油天津分公司遼東作業(yè)區(qū)，天津 300452；3.中國(guó)石油大慶油田有限責(zé)任公司第六采油廠，黑龍江大慶 163000）

喇嘛甸油田儲(chǔ)層以多段多韻律特征為主［1-10］，利用某取心井資料確定了儲(chǔ)層內(nèi)各滲透層組合類型，即以層內(nèi)非均質(zhì)儲(chǔ)層為主。針對(duì)非均質(zhì)儲(chǔ)層內(nèi)各層分流特征，通常采用并聯(lián)巖心實(shí)驗(yàn)來(lái)研究油藏各層注采量。韓培慧等研究了3種新型驅(qū)油方法的分流率與注入量的關(guān)系［11］；畢勇強(qiáng)等通過(guò)并聯(lián)均質(zhì)膠結(jié)巖心構(gòu)建了非均質(zhì)油藏模型，利用物理模擬驅(qū)油實(shí)驗(yàn)分別研究了不同滲透率和滲透率級(jí)差條件下調(diào)剖劑的調(diào)剖驅(qū)油效果［12］；李宜強(qiáng)等通過(guò)室內(nèi)驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，對(duì)注入井分注時(shí)機(jī)和層段注入強(qiáng)度開(kāi)展了進(jìn)一步優(yōu)化，對(duì)比不分注實(shí)驗(yàn)，評(píng)價(jià)各方案驅(qū)油效果［13］；何金鋼等采用并聯(lián)巖心組合方式確定了不同滲透率級(jí)差巖心的注入能力和分流能力特征，研究了泡沫與孔隙結(jié)構(gòu)的匹配關(guān)系［14］。也有一些專家學(xué)者采用層內(nèi)非均質(zhì)巖心研究油藏內(nèi)各層注采量［15］。張官亮等通過(guò)制作層內(nèi)非均質(zhì)巖心，結(jié)合CT掃描技術(shù)，研究了層內(nèi)非均質(zhì)性對(duì)開(kāi)發(fā)竄流規(guī)律的影響，認(rèn)為滲透率級(jí)差對(duì)厚油層采出程度影響較大［16］。但該技術(shù)只能實(shí)現(xiàn)整體含水率變化，無(wú)法計(jì)量各小層竄流程度、竄流增強(qiáng)時(shí)機(jī)及各小層采出程度，并且實(shí)驗(yàn)成本高、測(cè)試周期長(zhǎng)、數(shù)據(jù)處理復(fù)雜，人為因素影響較大。為此，以喇嘛甸油田儲(chǔ)層為模擬對(duì)象，利用具有“分注分采”功能的巖心對(duì)各小層分別讀取實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)注采量的測(cè)試方法，開(kāi)展層內(nèi)非均質(zhì)儲(chǔ)層內(nèi)部竄流規(guī)律實(shí)驗(yàn)研究。

1 實(shí)驗(yàn)原理、器材及方案

1.1 實(shí)驗(yàn)原理

常規(guī)并聯(lián)巖心模擬的是儲(chǔ)層層間非均質(zhì)性，筆者創(chuàng)新地采用具備“分注分采”功能的層內(nèi)非均質(zhì)巖心模擬儲(chǔ)層非均質(zhì)性，對(duì)其開(kāi)展水驅(qū)，通過(guò)計(jì)量注入端和采出端各小層的吸液量和采液量，計(jì)算分流率和采收率，據(jù)此探討儲(chǔ)層非均質(zhì)性和注入速度對(duì)分流率和采收率的影響。將單層采出端與注入端分流率差值作為衡量竄流程度的標(biāo)準(zhǔn)。注入端、采出端分流率及其差值公式分別為：

當(dāng)單層采出端與注入端分流率差值為正值時(shí)，即證明其他層有部分液量竄流至該層。當(dāng)單層采出端與注入端分流率差值為負(fù)值時(shí)，即證明該層有部分液體竄流至其他層位。通過(guò)分流率差值能夠反映出層內(nèi)非均質(zhì)巖心各小層液體的竄流方向及程度。

1.2 實(shí)驗(yàn)器材及步驟

實(shí)驗(yàn)材料 實(shí)驗(yàn)用水為大慶喇嘛甸油田注入水，其中陽(yáng)離子Ca2+，Mg2+和Na+質(zhì)量濃度分別為32.06，7.30和1 265.00 mg/L，陰離子CO32-，HCO3-，Cl-和SO42-質(zhì)量濃度分別為210.07，1 708.56，780.12 和9.61 mg/L，總礦化度為4 012.7 mg/L。實(shí)驗(yàn)用油為大慶喇嘛甸油田采出油與輕烴混合而成，45 ℃下黏度為10 mPa·s。實(shí)驗(yàn)巖心為具備“分注分采”功能的層內(nèi)非均質(zhì)巖心［17-22］，巖心包括高、中、低或上部、中部、下部3個(gè)滲透層，用于模擬儲(chǔ)層中不存在夾層的情況，巖心結(jié)構(gòu)示意見(jiàn)圖1，依據(jù)目標(biāo)油藏取心和測(cè)井資料確定厚油層內(nèi)各小層滲透率值（表1）。

表1 巖心各小層滲透率值Table1 Core permeability design

圖1 巖心結(jié)構(gòu)示意Fig.1 Core structure

實(shí)驗(yàn)儀器 實(shí)驗(yàn)儀器設(shè)備主要包括ICSO泵（可實(shí)現(xiàn)恒速注入）、壓力表、液位儀（可分別計(jì)量出每個(gè)層位的吸液量）等，除ICSO 泵外其他設(shè)備置于45 ℃恒溫箱內(nèi)。儀器裝置結(jié)構(gòu)示意見(jiàn)圖2。

圖2 小層吸液和采液量計(jì)量裝置結(jié)構(gòu)示意Fig.2 Structure of metering device for sublayer fluid absorption and recovery

實(shí)驗(yàn)步驟 實(shí)驗(yàn)步驟包括：①巖心抽真空飽和地層水，測(cè)定孔隙體積和孔隙度。②巖心注模擬地層水，測(cè)定不同注入速度下各小層分流率，并記錄注入壓力。③巖心飽和油，計(jì)算含油飽和度。④巖心水驅(qū)，直到含水率為98%。定期記錄注入壓力和收集采出液，計(jì)算巖心采收率、含水率和小層分流率，繪制巖心注入壓力、含水率和采收率與注入量的關(guān)系曲線以及小層分流率與注入量的關(guān)系曲線，據(jù)此探討厚油層各小層竄流現(xiàn)象對(duì)分流率和采收率的影響和作用機(jī)制。

1.3 實(shí)驗(yàn)方案

滲透率級(jí)差對(duì)儲(chǔ)層內(nèi)各小層分流率的影響 將巖心Ⅰ、巖心Ⅱ和巖心Ⅲ抽真空飽和油后，采用大慶喇嘛甸油田注入水以0.9 mL/min的注入速度分別對(duì)其進(jìn)行驅(qū)替，實(shí)驗(yàn)過(guò)程中記錄實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)，得到巖心各小層分流率與注入量的關(guān)系以及注入壓力、含水率和采收率與注入量的關(guān)系。

注水速度對(duì)儲(chǔ)層內(nèi)各小層分流率的影響 將3塊相同的層內(nèi)非均質(zhì)巖心Ⅰ抽真空飽和油后，采用大慶喇嘛甸油田注入水分別以0.6，0.9和1.2 mL/min的注入速度進(jìn)行驅(qū)替，實(shí)驗(yàn)過(guò)程中記錄實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)，得到巖心各小層分流率與注入量的關(guān)系以及注入壓力、含水率和采收率與注入量的關(guān)系。

2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析

2.1 滲透率級(jí)差對(duì)儲(chǔ)層內(nèi)各小層分流率的影響

2.1.1 采收率和動(dòng)態(tài)特征

從實(shí)驗(yàn)結(jié)果（表2，圖3）可以看出，隨滲透率級(jí)差增加，中、低滲透層波及體積減少，水驅(qū)采收率減小，開(kāi)發(fā)效果變差；隨注入量增加，注入壓力減小，含水率增大，采收率增加但增幅減小。機(jī)理分析認(rèn)為，隨注入量增加，巖心高滲透層采油量增多，含油飽和度降低，水相滲透率增加，滲流阻力減小，含水率逐漸升高，總體采收率增幅逐漸降低。

圖3 注入壓力、含水率和采收率與注入量的關(guān)系Fig.3 Relationships of injection pressure，water cut，and oil recovery with injection volume

表2 滲透率級(jí)差與采收率的關(guān)系Table2 Relationship between permeability ratio and oil recovery

2.1.2 小層分流率及采出程度

各小層吸液量主要取決于注入壓力（動(dòng)力）和滲流阻力（阻力）的相對(duì)大小。各小層注入壓力均為注入端壓力數(shù)值，因此在分析吸液量及分流率時(shí)，僅需考慮滲流阻力變化規(guī)律。從圖4可以看出，在注入端，水驅(qū)初始階段（注入量為0～0.4 PV）注入水主要進(jìn)入高滲透層。不同滲透率級(jí)差巖心隨注入量增加，注入壓力降低，高、中滲透層采出程度均有增加，由于高滲透層采出程度增加速度較中滲透層快，水相滲透率增加較快，因此滲流阻力下降較快，高滲透層吸液量和分流率反而增加。與此同時(shí)，注入壓力降低致使中、低滲透層分流率減少。水驅(qū)中后期（注入量為0.4 PV 之后），由于高滲透層采出程度趨于穩(wěn)定，注入壓力降低引起吸液量和分流率減小，此時(shí)中滲透層因采出程度增加，吸液量和分流率增大。與中、高滲透層相比，低滲透層吸液量和分流率較小，受注入壓力變化影響較小。在采出端，由于小層間存在竄流現(xiàn)象（表3），致使高滲透層分流率增加，且大于注入端。

圖4 各小層注采端分流率及采出程度與注入量的關(guān)系Fig.4 Relationships of diversion rates at injection end and production end and recovery percent of each sublayer with injection volume

從表3 可以看出，采出端與注入端分流率差值代表竄流程度。當(dāng)滲透率一定時(shí)，高滲透層采出端分流率大于注入端分流率，而中、低滲透層采出端分流率小于注入端分流率，說(shuō)明在層內(nèi)非均質(zhì)巖心內(nèi)，中、低滲透層液流均有不同程度向高滲透層方向竄流的現(xiàn)象。隨巖心滲透率級(jí)差增大，層內(nèi)非均質(zhì)性增強(qiáng)，高滲透層采出端與注入端分流率差值分別為18.78%，14.68% 和7.18%；中滲透層分別為-18.60%，-14.19% 和-7.18%；低滲透層分別為-0.18%，-0.49%和0，整體采出端與注入端層間竄流程度減小，層間干擾作用減弱。

表3 采出端與注入端分流率Table3 Diversion rates at production end and injection end and their difference %

由巖心Ⅲ竄流程度與注入量的關(guān)系（圖5）可以看出，實(shí)驗(yàn)過(guò)程中竄流程度分別在0.4 和0.8 PV 發(fā)生2 次增強(qiáng)。不同注入階段竄流現(xiàn)象強(qiáng)弱不同，在水驅(qū)開(kāi)發(fā)初期，中、高滲透層竄流現(xiàn)象明顯，表現(xiàn)為中滲透層注入的模擬水沿高滲透層流出；在水驅(qū)開(kāi)發(fā)中期，隨高滲透層優(yōu)勢(shì)通道逐漸形成，竄流現(xiàn)象削弱；水驅(qū)開(kāi)發(fā)后期，竄流現(xiàn)象明顯增強(qiáng)。分析認(rèn)為，在水驅(qū)開(kāi)發(fā)初期和后期，中、高滲透層多為油相連續(xù)或水相連續(xù)，兩層間滲流阻力差異相對(duì)較??；在水驅(qū)開(kāi)發(fā)中期，高滲透層優(yōu)勢(shì)通道形成，多為水相連通，而中滲透層開(kāi)發(fā)效果較差，為半油半水的“非段塞流”，兩層間滲流阻力差異較大，因而竄流現(xiàn)象削弱。

圖5 竄流程度與注入量的關(guān)系（巖心Ⅲ）Fig.5 Relationship between channeling degree and injection volume（coreⅢ）

2.2 注水速度對(duì)儲(chǔ)層內(nèi)各小層分流率的影響

2.2.1 采收率和動(dòng)態(tài)特征

由巖心Ⅰ采收率實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)（表4）以及注入壓力、含水率和采收率與注入量的關(guān)系（圖6）可以看出，隨注入速度增加，注入壓力升高，吸水壓差增大，波及體積增加，水驅(qū)采收率提高。機(jī)理分析認(rèn)為，注入速度增加，注入水在巖心內(nèi)的滲流阻力增加，導(dǎo)致注入壓力增大，吸液壓差增加，巖心各小層吸液量增加，波及體積增加，采收率提高。

圖6 注入壓力、含水率和采收率與注入量的關(guān)系（巖心Ⅰ）Fig.6 Relationships of injection pressure，water cut，and oil recovery with injection volume（coreⅠ）

表4 采收率實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)（巖心Ⅰ）Table4 Experimental data of oil recovery（core I）

2.2.2 小層分流率及采出程度

由各小層注采端分流率及采出程度與注入量的關(guān)系（圖7）可以看出，隨注入速度增加，分流率增加。當(dāng)注入速度較低（0.6 mL/min）時(shí)，由于初始注入壓力較低，中、低滲透層吸液量較低，分流率較低。隨高滲透層采出程度增加，滲流阻力降低，其吸液量增加，致使中、低滲透層吸液量和分流率減小。當(dāng)注入速度較高時(shí)（0.9 和1.2 mL/min），盡管水驅(qū)過(guò)程中注入壓力也呈現(xiàn)逐漸下降趨勢(shì)，但中、低滲透層吸液量較大，采出程度較高，滲流阻力減小，進(jìn)而導(dǎo)致分流率增大，其中中滲透層尤為明顯。

圖7 各小層注采端分流率及采出程度與注入量的關(guān)系（巖心Ⅰ）Fig.7 Relationships of diversion rates at injection end and production end and recovery percent of each sublayer with injection volume（coreⅠ）

進(jìn)一步分析發(fā)現(xiàn)，當(dāng)注入速度較高時(shí)（0.9 和1.2 mL/min），隨注入量的增加，高滲透層分流率呈現(xiàn)先增加后減小趨勢(shì)，中滲透層分流率呈現(xiàn)先減小后增加趨勢(shì)。機(jī)理分析認(rèn)為，當(dāng)注入速度較高時(shí)，在水驅(qū)初期到中期（注入量0～0.4 PV），隨注入量的增加，高滲透層因采出程度增加而引起滲流阻力降低，并且滲流阻力降低速度要大于注入壓力降低速度，因而吸液量即分流率逐漸增加，此時(shí)中、低滲透層分流率則減小。在水驅(qū)中后期（注入量大于0.4 PV），隨注入量的增加，高滲透層因采油速度降低而引起滲流阻力降低速度減小，并且滲流阻力降低速度要低于注入壓力降低速度，因而分流率減小，中、低滲透層分流率則增加，其中中滲透層尤為明顯。與注入端相比，采出端高滲透層分流率逐漸升高，且注采端分流率差值的絕對(duì)值較大，中、低滲透層分流率逐漸減小，且注采端分流率差值的絕對(duì)值較小。

由各小層采出端與注入端分流率（表5）可以看出，改變注入速度能夠控制層內(nèi)非均質(zhì)巖心高滲透層采出端與注入端分流率。隨注入速度增加，高滲透層采出端與注入端分流率差值增大，竄流程度增強(qiáng)，高滲透層注采端分流率差值分別為2.19%，18.78%和21.15%，層間干擾作用增強(qiáng)，中、低滲透層采出端與注入端差值減小。

表5 注入速度與注采端分流率關(guān)系Table5 Relationships of injection rate with diversion rates at production end and injection end %

3 結(jié)論

在0～0.4 PV 水驅(qū)階段，高滲透層注入端分流率略低于采出端值；在0.4 PV 至水驅(qū)結(jié)束，高滲透層采出端分流率大幅度增加，中、低滲透層降低。由此可見(jiàn)，儲(chǔ)層內(nèi)各滲透層間存在明顯竄流現(xiàn)象。

在層內(nèi)非均質(zhì)巖心內(nèi)，中、低滲透層液流均有不同程度向高滲透層方向竄流的現(xiàn)象。隨注入量的增加，中、低滲透層的滲流阻力較大，因此高滲透層分流率增多。隨巖心滲透率級(jí)差增大，整體采出端與注入端層間竄流程度減小，層間干擾作用減弱。在水驅(qū)開(kāi)發(fā)初期，中、高滲透層竄流現(xiàn)象明顯；在水驅(qū)開(kāi)發(fā)中期，隨高滲透層優(yōu)勢(shì)通道逐漸形成，竄流現(xiàn)象削弱；水驅(qū)開(kāi)發(fā)后期，竄流現(xiàn)象明顯增強(qiáng)。水驅(qū)結(jié)束時(shí)儲(chǔ)層內(nèi)各滲透層采收率從大到小順序?yàn)楦邼B透層、中滲透層和低滲透層。隨注入速度增加，中、低滲透層采出端與注入端分流率差值減小，高滲透層采出端與注入端分流率差值增加，竄流現(xiàn)象增強(qiáng)。

采取提高水井注入速度的方式可以達(dá)到增大注入壓力的目的，但由于高滲透層吸液量增幅遠(yuǎn)大于中、低滲透層的值，加之厚油層內(nèi)部竄流現(xiàn)象的影響，同時(shí)還對(duì)注入端、采出端和地面設(shè)備能力提出更高要求。因此，通過(guò)增加高滲透層滲流阻力才是提高注入壓力的有效技術(shù)途徑。

符號(hào)解釋

fdl——單層采出端與注入端分流率差值，%；

finl，foutl——單層注入端和采出端分流率，%；

Qll——單層累積產(chǎn)液量，mL；

Qwl——單層累積產(chǎn)水量，mL；

Rl——單層累積采出程度，%；

So——原始含油飽和度，%；

Vi——三層累積總注入量，mL；

Vil——單層累積注入量，mL；

Vo——三層累積總采出量，mL；

Vol——單層累積采出量，mL。