梁 斌，任瑞川，程 琦，曾济楚

（中国石油大港油田分公司第五采油厂，天津 300280）

随着油田长期开发生产，我国各主力油田均已进入高含水或特高含水开采期，开采难度增大，产量递减随之增大，而且后备储量不足，国内石油供求矛盾日益突出。非均质油藏的水驱采收率一般30%～40%，大部分原油仍残留在地下[1-3]，在经济条件允许的前提下追求更高的油气采收率，是油田开发工作的核心。由于地层渗透率和孔隙结构的非均质性、驱替介质与地层流体黏度比以及井网的关系，使得注入介质不可能波及到整个油藏体积，剩余油主要存在于低渗透层内、水绕流带中及局部不渗透遮挡处[4-7]。即使所波及到的区域，也不可能将原油全部驱赶走，注水波及区域内仍存在残余油[8，9]。本文应用油藏数值模拟方法开展油藏渗流影响因素研究，通过三维非均质储层模型进行水驱、化学驱模拟分析，进一步深化剩余油分布规律及化学驱提高采收率机理研究，将油藏开发动态研究从定性向定量转变，对油藏高效管理、剩余油分布规律认识及三次采油方案部署、优化具有理论指导意义。

1 驱替介质对油水渗流特征影响

1.1 油藏地质模型设计

根据港西油田一区开发单元的地质、油藏及开发动态资料，建立具有相似特征的多层非均质油藏地质模型，油藏埋深1 100 m，油藏形状为宽长均900 m、面积0.81 km2的正方形断块非均质油藏，油藏孔隙度30%。纵向发育三个单砂层，每个模拟层厚1 m，沉积韵律为正韵律，1～8 模拟层为低渗层，平均渗透率为30×10-3μm2，9～16 模拟层为中渗储层，平均渗透率为350×10-3μm2，17～24 模拟层为高渗模拟层，平均渗透率为1 501×10-3μm2，各单砂层垂向变异系数为0.5。地层原油黏度14 mPa·s，地面原油密度0.921 g/cm3，原始地层压力10.5 MPa，地质储量370.5×104t。

基于地质模型建立五点注采井网（见图1），设计水井数9 口，油井数16 口，其中油井井距300 m，注采井距212 m，形成9 注16 采的井网，开展数值模拟。结合港西一区开发单元平均注采液量，考虑注采平衡，单井注入速度90 m3/d，总注入量810 m3/d；单井产液速度50.6 m3/d，总产出量810 m3/d。

图1 五点井网及油藏地质模型

1.2 驱替介质对渗流特征的影响

油藏水驱开发进入高采出程度、高含水阶段，进行化学驱可以有效提高采收率。化学驱过程中，高渗透层首先见效，由于长期水驱导致其具有高采出程度、高水淹程度的特点，残余油以油滴形式存在，化学驱的驱油特征以驱替液夹带小油滴向前运移。低渗透油藏见效时间略晚，由于其采出程度低、含水低，剩余油较为富集，其化学驱以驱替液推动着高黏聚合物驱油段塞向前移动，具有活塞式特征，在化学驱段塞前形成了含油富集带。由于聚合物的较高黏度，在多孔介质中渗流时比注入水具有更大的渗流阻力，当聚合物段塞进入高渗层之后，降低了水相渗透率，从而抑制了注入水沿着高渗透层的指进现象，调整吸水剖面，迫使注入水进入到渗透率低的相对低渗层，提高了相对低渗层的吸水能力。

基于多层非均质油藏开展数值模拟分析（见图2），在注水开发含水达到90%时，注入0.3 PV 化学剂段塞，化学剂用5 000 mg/L 的聚合物母液与地层水按照一定比例配制成浓度为2 000 mg/L 稀释液，再加入3.5 g 的表面活性剂配制而成，后续恢复注水0.7 PV 进行化学驱开发，待含水恢复至化学驱前含水时停止开发。注水开发阶段，注入水在层内/层间优先进入高渗层，并沿高渗通道更快突破至受益油井，造成油井产出高含水。高含水期剩余油主要分布在相对低渗层、井间及储层中上部。化学驱阶段，随着注入化学剂段塞及后期恢复水驱，驱替介质沿高渗层指进现象得到明显改善，扩大了波及范围，中低渗层潜力得以有效启动，较大程度提升了油气最终采收率。

图2 水驱-化学驱油藏数值模拟剩余油分布图

聚合物浓度越大，驱替液与地层流体的黏度比越高，驱替压力梯度越高，相对中低渗层吸水能力越好。从数值模拟结果看，随着驱替液黏度的上升，采收率提高幅度呈上升趋势（见图3），驱替介质与原油黏度比超过1.25 以后上升趋缓。随着驱替液黏度的上升，注入井压力持续上升（见图4），易存在注不进、注入压力超过地层破裂压力的风险，驱替液黏度的选择应根据实际情况合理选择。

图3 不同黏度比下采收率对比

图4 不同黏度比下井底流压对比

2 非均质性对油水渗流特征的影响

储层非均质性普遍存在，由于沉积和成岩后生作用的差异，其岩石矿物组成、基质含量、胶结物含量均不相同，影响到孔隙形状和大小及储层物性的变化，形成储层层内、层间的非均质性[10]。储层的渗透率是影响油田开发的重要因素，油藏注入开发过程中，储层的非均质性研究对提高采收率至关重要。

2.1 层内非均质的影响

非均质程度越低，注水开发，油层吸水剖面越均匀，水驱开发效果越好；非均质程度越高，注水易沿着相对高渗层推进，生产井含水上升的时机越早，综合含水率越高，水驱阶段采出程度越低。

非均质程度越高的油藏，由于层内水驱动用程度差异大，整体水驱开发效果较差，对于化学驱来说是提高采收率的有利因素，通过封堵高渗层、高水淹层来启动相对低渗储层，从而实现产吸剖面反转，低渗油层得到有效动用。从非均质程度分别为0.3 和0.7 的两个模型模拟结果对比（见图5），非均质程度0.7 的模型水驱波及范围更小，进入化学驱阶段，低渗层波及范围增大，油藏采收率得到显著提高。一般油藏相对均质的储层较少，非均质程度往往大于0.5，因此对于大多数油藏都具备化学驱的潜力。

图5 不同非均质程度水驱-化学驱剩余油分布图

2.2 层间非均质的影响

注入水进入油层首先沿着高渗层推进，层间级差越大，在高渗层推进越快，油藏进入高含水-特高含水时机越早，最终采出程度越低。随着层间级差的增加，层间开发矛盾愈发突出（见图6），层间级差大于10 以后，中低渗层基本难以动用，注入水主要沿着高渗突进至生产井，导致低效-无效水比例上升，降低油藏整体注水利用率。

图6 不同层间级差水驱阶段剩余油分布图

层间级差越小，越利于化学驱调整层间开发矛盾，改善产吸剖面，化学驱有效期越长，最终采收率越高。层间级差越大，化学驱调整潜力越大，化学驱期间含水下降幅度越大，但是有效期缩短。提高驱替液与地层原油的黏度比，有利于封堵高渗层，扩大中低渗层的动用。

2.3 沉积韵律的影响

对于正韵律油藏，由于下部渗流能力好于上部，同时叠加了油水密度差的影响，注入水更容易进入油藏底部高渗砂体进行驱替，吸水剖面不均匀。随着注入水量的持续增加，注入水在优先沿底部高渗通道更快突破至受益油井，造成油井产出高含水。受纵向储层非均质性及注采井网的影响，高含水期剩余油主要分布在相对低渗层（层间）、储层中上部砂体（层内）、井间（井网控制差）。

反韵律油藏开发指标上生产井见水时期晚于正韵律油藏。在油水密度差的影响下，反韵律油层各分层间的矛盾会变得缓和，油藏水驱波及效率及其纵向各油层采出程度均高于正韵律油藏，反韵律油藏末期剩余油主要富集在储层下部，尤其是生产井下部剩余油饱和度明显较高。从数值模拟水驱效果对比（见图7）看，油藏水驱油末期，反韵律较正韵律剩余油分布显著较少，油气采收率及储量采出程度更好。

图7 反、正韵律油藏水驱末期剩余油分布对比图

化学驱阶段，注入的化学驱溶液大部分进入高渗透层，正韵律油藏下部层位进入的驱替液多，同时注入的中上层的驱替液因受重力分异作用渗透到下层，从而使正韵律油藏的开发矛盾比反韵律油藏能得到更好改善。在相同条件下，化学驱对正韵律油藏的作用效果要好于反韵律油藏。

3 结论

（1）水驱阶段，注入水优先波及高渗层，阶段末剩余油主要富集在中低渗层。进入化学驱阶段，储层非均质程度越高，层间级差越大，化学驱所能激活的潜力越大，化学剂优先进入高渗层，起到封堵调剖作用，促使相对低渗层潜力得到有效动用，较大程度提高了油气采收率。

（2）聚合物浓度越大，驱替液与地层流体的黏度比越高，相对中低渗层吸水能力越好，采收率提高幅度呈上升趋势，但随着驱替液黏度的上升，注入井压力持续上升，存在注不进、注入压力超过地层破裂压力的风险，因此在保障最佳驱替效果的同时，驱替液黏度的选择应根据实际情况合理选择。

（3）在相同条件下，化学驱对正韵律油藏的作用效果要好于反韵律油藏。注水开发过程，受油水密度差的影响，注入水更容易进入油层底部。高含水期，正韵律油藏剩余油主要分布在相对低渗层、储层中上部及井间水驱未波及区，反韵律油藏剩余油主要富集在储层下部。通过化学驱，正韵律油藏的开发矛盾比反韵律油藏能得到更好改善。