非均质油藏降低渗透率级差提高水驱动用程度技术研究

非均质油藏降低渗透率级差提高水驱动用程度技术研究

任颖彪

中国石化中原油田分公司勘探开发研究院   河南濮阳   457001

摘要：胡状集油田受湖盆边缘相沉积控制，砂体属水下扇沉积,具有重力流和牵引流两种沉积体系，滨湖、浅湖、三角洲、洪水重力流、水下扇等七种沉积环境,沉积了河道砂、远砂坝、下切水道砂等16种沉积砂体；在沉积剖面上表现出正常沉积与事件沉积嵌叠特征，砂体变化大。受沉积环境的控制，储层物性变化剧烈，非均质性严重。单井层间级差达50-500倍，渗透率变异系数0.9。渗透率变化较大，最低单层渗透率5.2×10-3μm2，最高渗透率3428×10-3μm2，变异系数0.66，单层突进系数7.9，级差300倍。渗透率在200×10-3μm2左右，反映出较强的层间非均质性。纵向上小层多级差序列范围广泛，非均质性及其严重，三大矛盾异常突出。文章主要针对胡状集油田非均质性展开研究，以降低渗透率级差，提高水驱动用程度为主要目的展开讨论。

关键词：严重非均值性；渗透率级差；动用储量

为准确评价储层非均质性对开发的影响，对目标区主力区块开展了储层建模描述，分别从不同角度进行储层建模描述。其中对沉积微相及高渗条带进行了重点的研究和描述。

一、储层非均值性评价

（1）平面非均质性

沉积微相：同一流动单元往往发育2-4条分流河道，而且上下相邻流动单元叠加在一起，河道无继承性、常常左右摆动，流动单元砂体平面上分布形态大多呈扇形，部分为朵状、条带状。个别流动单元呈土豆状分布。不同微相物性变化大，水下分流河道微相砂岩厚度大、物性好，孔隙度一般大于22%，渗透率一般大于250×10-3μm2，其主流线渗透率一般在250-1000×10-3μm2之间，河口坝微相渗透率一般在100-250×10-3μm2之间，河间微相、远砂微相的渗透率一般小于50×10-3μm2。渗透率平面变化大，储层平面非均质性强。储层在平面上的非均质性对油水运动起着很大的控制作用，造成油田生产的舌进现象突出。水线大都沿高渗条带即水下分流河道向生产井推进，高渗带内含水饱和度高，中低渗带含水饱和度较低，影响了注入水的面积波及系数。

（2）层间非均质性

由于胡状集油田是一种近源、快速堆积的沉积，具有牵引流和重力流双重特性，岩心观察发现，纵向上在较短的井段中包含了从含砾粗砂到粉砂岩的各类岩性，这些岩性交替出现形成了很强的非均质性。单井渗透率范围在10～2000×10-3m2，单井层间级差很大，主要分布在20-100，级差大于100的占57.98%；单井层间突进系数主要范围2-4，占总数的57.78%，小于2占总数的18.6%，范围4-6占总数的19.87% ，大于6的占3.75% ，单井层间变异系数主要分布范围0.5～1.0，变异系数大于0.5的占57.38%，小于0.5占42.62% 。在注水开发过程中，层间渗透率的非均质程度是产生层间干扰、单层突进及宏观规模剩余油分布的内在原因，由于渗透率在剖面上的差异，注水开发时，往往是渗透率高的层吸水多，渗透率中等的层吸水少，而渗透率低的层根本不吸水。

（3）层内非均质性

同一砂岩在纵向上渗透率分布不均匀，该块沉积韵律有四种：正韵律层：物性从上向下逐渐变好，最高渗段位于砂层的下部，注水开发后见效见水快，是造成注入水急剧突进，形成注采短路循环和高渗带的主要部位，水淹厚度薄，含水上升快，开发效果差，主要为河道沉积微相；反韵律层：物性为由下往上逐渐变好，这种层在注水开发过程中注水波及体积最大，主要发育在河口坝沉积微相；复合韵律层：由多个渗透率从高到低（或从低到高）交错叠合，有两个（或两个以上）高渗部位，油层在纵向上多段水洗，而且水洗部位正好对应于各个韵律层的高渗部位，这类油层水淹厚度并不大，主要为河道沉积微相；全韵律层：渗透率从下往上，物性由差变好，由好变差，高渗部位在中部各种微相都有发育；均匀层，通常是油层厚度薄的相对均匀韵律，反韵律或复合韵律，它们的水淹厚度较大，驱油效果较均匀，开发效果较好，主要为前缘砂微相。

二、降低渗透率级差技术界限研究

主要开展了多层水驱油试验、注水井小层启动压力测试、储层动用状况等方面的研究。

（1）岩心选取与实验组合情况

根据油藏储层物性、层间渗透率级差及层系组合的实际情况，确定了五组不同渗透率的岩芯18种组合方式进行试验。

水驱油实验各小层参数表

通过多层水驱油实验，综合研究不同渗透率级差组合条件下各层的动用条件、动用状况、水驱采收率的变化及其主要影响因素。

（2）取得的认识

①单层注采时，不同渗透率的储层均能获得较高的采收率。各小层单层单独进行注采时，虽然渗透率对采收率有一定影响，但每个小层均能获得40%以上的较高采收率。

②多层合注合采时，随着渗透率级差增大，低渗透层采收率明显降低。不同组合条件下，各层见水时间与其渗透率大小成反比，采出程度与渗透率成正比，高渗层无论在何种组合下，都能首先水驱突破且动用良好，产出状况不受其他油层的影响，而低渗层产出特征受高渗层影响较大，层间级差越大，低渗层动用状况越差。渗透率级差在4-5倍左右可以获得较高采收率。低渗层在渗透率级差较小的情况下，可以建立起较高的注采压差，使差层充分动用，但级差达到一定程度后，低渗层难以水驱动用，影响最终采收率。实验证实渗透率级差控制在4倍以内，可以获得40以上采收率，控制在5倍以内，可以获得35%以上的采收率。

（3）注水井分层启动压力研究

1）小层启动压力差在6MPa之内能够得到有效动用

通过对测试资料的分析，部分层段随着注水压力升高，吸水指示曲线发生弯曲，吸水指数变大，分析认为启动新层导致吸水厚度增加所致。统计显示吸水指数增大的注水压力上升值大部分为6MPa以下，说明在同一注水段内，当启动压力差值在6MPa以内，可以通过增加注水压力增加吸水厚度，有效增加水驱动用储量。

2）小层启动压力与储层物性有一定的相关性

利用所测启动压力与砂体渗透率值作图，其结果显示两者之间存在较强的相关性，即：砂体渗透率越高其启动压力越低。

根据上述统计规律，可以得出渗透率级差与启动压力差之间的关系，如下图。根据下图可知，当渗透率级差在4倍时，启动压力差为6.9倍，当渗透率级差为5倍时，启动压力差为8.5倍。

综上所述，当渗透率级差在4倍时，启动压力差在6.9MPa，小层吸水较好，能够得到充分动用。

三、结论与认识

1、多层水驱油实验研究及分层启动压力测试是认识小层水驱动用条件、确定细分重组技术界限的关键技术；

2、按渗透率级差和分层启动压力的差异进行层系细分重组是改善多层非均质油藏开发效果、提高油藏采收率的有效手段。开发实践证明，胡状集油田层系内渗透率级差控制在4-5倍左右，层间分层启动压力差值控制在6MPa以内，可以有效的提高层间动用程度；

3、由于受认积程度、储层条件等诸多因素的限制，多层非均质油藏的细分重组工作必须持之以恒，不断提高对油藏的认识程度并解决开发过程中暴露的新问题，进行合理的注采调整，才能持续改善油田的水驱动用状况，实现高效开发。