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1、胜坨油田特高含水期影响提高水驱采收率的因素及水动力学调整措施分析李兆敏吕翔慧（石油高校（华东）石油工程学院，山东东营257061）摘要分析特高含水期油田采收率的影响因素，是油田注水开发后期分析工作的重要一步，也是进一步提高原油采收率的基础工作。本文依据胜坨油田的实际状况，结合矿场分析资料，分析了该油田的地质条件、原油物性随注水开发进程的变更规律以及处于特高含水期的胜坨油田出现的一些显著特点，得出了影响采收率的主要因素为原油粘度、油藏岩石润湿性、油藏非均质性、注入水质等；文中还总结了特高含水期油田为提高含水采收率而实行的水动力学调整方法，如变更液流方向、周期注水、堵水调剖、强注强采等，并且分析了
2、胜坨油田经调整后的开发效果，对同类油田的开发有肯定的参考价值。关键词胜坨油田；采收率；特高含水期；堵水调剖；周期注水；强注强采前言最终采收率是油田地下资源利用程度的标记，是油田开发决策的重要依据，其凹凸也是油田开发水平的重要体现。影响采收率的因素通常有三个方面，即油田的地质条件、开发方法、投入产出的经济效益，其中，地质条件是基础，开发方法是手段，经济效益是前提。这三个因素的组合和相互制约确定了油田的采收率。但是，随着油田注水开发的进行,油田的地质条件及原油物性等都会发生不同程度的变更，因而，各种影响因素对水驱采收率的影响程度也会发生不同的变更，对油田开发的调整措施也要适应新的条件，实行相应的措
3、施。本文结合胜坨油田特高含水期的实际状况，从地质条件及开发特点动身，分析了采收率的影响因素，提出了特高含水期油田的水动力学调整方法，并对该油田的调整效果进行评价。1胜坨油田概况成功油田的胜坨油田位于山东省垦利县境内，是i个被断层困难化的逆牵引背斜构造油气藏，也有少量由透镜体砂岩组成的岩性构造油藏。胜坨油田是一套完整的河流一一三角洲沉积，主要的沉积体包括辫状河砂体、浊流相河砂体、三角洲前缘相砂体等，各种沉积体的砂岩体，由于所处的沉积部位不同，储层的岩性、结构、沉积构造不同，岩石的孔隙度、渗透性和含油性也存在差异。这种差异干脆影响油水运移规律，从而影响开发效果。胜坨油田从1965年6月起先投产,1
4、967年7月起先投入注水开发以来，己经验了低含水、中含水、高含水采油阶段，现在已经进入特高含水期。综合含水率已上升到90%以上,综合开发程度已相当高，但仍有剩余油存在，尚有开发潜力。处于特高含水期的胜坨油田，随含水量的增加，油层普遍被水淹，厚油层的水淹程度加剧，对岩石和储层有极大的影响。水的侵入使岩石的孔隙结构、润湿性和强度都发生巨大的变更。经水的冲洗，砂岩岩石颗粒表面的粘土矿物被冲走，岩石的孔隙直径增加。粘土胶结物吸水膨胀，引起胶结强度的下降，也使岩石的整体强度有所下降。在液流冲刷下，砂粒脱离岩石母体，形成出砂。由于在特高含水期出现的这些新特点，使胜坨油田的进一步开发遇到了新的困难，因此有必
5、要对这些新出现的问题进行分析，实行相应的对策，以进一步提高水驱效率。2胜坨油田特高含水期的特点及对水驱开发的影响胜坨油田在进入特高含水期后，其总的特点是综合含水的上升非常缓慢，或有停止或略有下降，油藏的采出程度不断上升，但产油量接着降低。这主要是由于胜坨油田的注水开发引起了储层物性参数、原油物性等的变更。2.1 储层物性参数变更规律及对开发效果的影响以胜坨油田两类典型的油藏沙二334+5小层和沙二83层为例进行探讨，其中，沙二331+5小层是以河流相沉积为主的正韵律油层，而沙二83层主要是以三角洲相为主的反韵律油层。沙二33+4+5层的储层物性在注水开发过程中，渗透率增大了12倍，而粒度中值增
6、大了约3倍左右；泥质含量降低到开发初期的1/5J/6；孔隙度变更不明显，始终保持在31%左右。该层物性参数变更的缘由是沙二33+4+5层为砂岩储层，泥质胶结为主。在注水开发过程中，随着注水倍数的增加，砂岩中的胶结物不断被冲刷带出，胶结物渐渐随之削减。由于长期注水冲刷，高岭石的晶形破裂，随油水采出地面，改善了岩石的孔隙结构，泥质含量削减，孔喉半径增大，导致渗透率上升。沙二83层不同时间单元各含水阶段储层物性参数变更规律为：渗透率降低，孔隙度、粒度中值、泥质含量基本不变.产生这种变更的缘由主要是：83层粒度细，孔喉细小，随着油田注水开发，由于蒙脱石膨胀，高岭石被打碎等缘由，其中一部分堵塞喉道，使得
7、孔喉半径变小，导致了储层渗透率降低.产生这种变更会对开发效果造成肯定的影响：正韵律油层的渗透率增大，会使开发效果略变差，最终采收率降低，这是因为，正韵律油层，当渗透率增大时，注入水向高渗透层安排的水量有所增加，加剧了水的窜流，降低了油藏采收率；反韵律油层的渗透率减小对开发效果影响甚微，这是因为，反韵律油层的渗透率变更不大，因此采出程度相差很小。2.2 储层润湿性变更规律及对开发效果的影响胜二区沙二段油层的原始润湿特性，沙二1一3砂层组，表现出明显的亲油性，相反，8砂层组润湿特性为亲水性。注水开发过程中，从初期起先，亲油油层的亲油性起先减弱，到中含水期时，己起先由亲油性向亲水性转变，到高含水期，
8、亲水性得到加强；亲水油层的变更趋势是亲水性不断加强。这是因为：由于注入水的长期冲洗，砂岩层颗粒之间或岩石表面上的极性物质、粘土物质、盐类物质等在机械冲刷和分散溶解等物理化学作用下，使其极性物质（非燃和沥青质）明显下降，含氧化合物含量增高，大部分粘土矿物被冲走或冲散，岩石表面吸附实力减弱而复原原来的亲水性。所以，胜坨油田岩石表面润湿性由偏亲油性向亲水性转变。亲水性的增加使毛管力渐渐转变为驱油动力，注入水更易进入小孔隙中，对于小孔隙中剩余油的驱替较为有利。而对于以油滴的形式分布的大孔隙中的剩余油，由于注入水此时是非活塞式驱油，即沿孔隙表面“爬行”驱油，无法顾及孔隙中部，因而对大孔隙中剩余油的驱替不
9、利。2.3 原油粘度变更规律及对水驱油的影响原油粘度随含水、注水倍数增加而渐渐变差，当含水从零上升到95%时，沙二3的原油粘度增加了1.17倍，沙二83f的原油粘度增加了1.53倍。主要缘由是：由于注水时受水的冲刷和水洗，把原油中粘度较低、密度较小、易于流淌的轻质组份带走，残留下重质组份，导致原油物性变差；注水过程中携带进入油藏的氧，氧化原油，使轻质组份变为重质组份；构造边部粘度较高、密度较大的原油向构造顶部方向运移也导致原油物性变差。注入水驱动不同粘度的原油，粘滞阻力不同，驱替效果也不同。原油粘度越大，油水粘度比越大，水驱油的阻力越大，非活塞性也越严峻，即注入水的粘性指进也愈加严峻，因此原油
10、粘度越大，最终采收率越小。2.4 注入水对水驱开发效果的影响胜坨油田沙二段的油田水有三种类型，即氯化钙型、氯化镁型和碳酸氢钙型，矿化度为910052200mg1.,其性质纵向变更不大。其中，Mg2Ca?.都是易成垢离子；此外，其它地层的地层水中还含有Sr2Ba等成垢离子，可与硫酸根离子形成很难清除的BaSO八SrSCh沉淀，堵塞油层。因此，假如注入水与地层水的配伍性不好，两种水发生化学作用，将产生沉淀堵塞油气层从而降低注水井的吸水实力。另外，油层堵塞程度与注水水质的好坏以及注入水对地层的适应性也有干脆关系。目前，胜坨油田因注水水质不合格而被污染的油层的占了相当大的比例。注入水的腐蚀、结垢、细菌
11、以及由此造成的悬浮物及其它悬浮物的增加，终将引起注水井吸水实力的下降，导致注水井堵塞。2.5 储层非均质性的变更及对开发效果的影响在特高含水期，渗透率变异系数、突进系数、级差等3个非均质参数的值明显偏低，变异系数均在O.35以下。说明此时期层间非均质性减弱，但渗透率级差都在5.O以上。这种层间渗透性的差异对本区储层注水开发影响很大。主要表现在层间干扰非常明显，比如细分层系后主力油层&小层干扰7,小层，82小层干扰83小层。其结果在油层间出现水沿高渗透层突进的现象，在较低渗透层内可能形成剩余油的分布，从而影响总体开发效果。本区的渗透率在平面上的变更主要受砂体微相和砂体形态限制，不同微相、同一微相
12、的不同部位以及不同砂体形态渗透率均有较大差异。因此，高含水期储层的平面非均质性仍旧较强。该区的层内非均质性有所减弱，7砂层组的层内非均质性强于8砂层组，这是因为7砂组储层毛细管力作用方向多呈正韵律，毛细管力的上渗吸作用抵消了部分重力作用，因此储层上部水洗加强，上、下部位渗透性差异变小。3胜坨油田的水动力学调整措施3.1 变更液流方向变更液流方向就是通过变更注入水在有层中原来稳定注水时形成的固定的水流方向,把高含油饱和度区的原油驱出，或在微观上变更渗流方向引起水相渗透率的变更来提高可图3-1正常注水液流分布动油饱和度，最终达到改善水驱油效果的目的。对一个稳定的注采系统，在正常注水下液流流线分布如
13、图3-1所示，在注水井与油井连线的主流线上严峻水淹，油井之间形成滞流区。当实施不稳定注水，水井1注水，水井2停注，则滞流区内剩余油将向水井2处移动，这部分储量将得到动用，改善了水驱效果。3.2 周期注水周期注水就是周期性的变更注入量和采出量，在地层中造成不稳定的压力场，使流体在地层中不断的重新分布，从而使注入水在层间压力差的作用下发生层间渗流，促使毛细管吸渗作用，增大注入水波及系数及洗油效率，提高采收率。胜坨油田沙二段2砂组为三角洲河流相沉积，经断层遮挡形成一中高渗透断块油藏，含油面积3.3*2,动用地质储量52210,t,精细探讨油藏后相识到平面上潜力主要在构造高部位、断层遮挡部位、注水分流
14、线和河道边部的低渗透相带；纵向上潜力位于主力层内的低渗透韵律段和低渗透非主力层。对该断块实行周期注水和变更液流方向相结合，采纳短注长停、油井持续生产的不对称工作方式，一个周期内注水工程方案设计如下：D全区停注30d;2）注水井隔排注水，一排注水，另排停注，波幅75%,天数15d；3）全部水井复原注水，水量波动幅度75%,天数IOd；4）全部水井停注30d；5）另一排注水井复原注水，波幅75%,天数15d；6）全部水井复原强注，波动幅度75%,天数10d。方案实施后，取得了显著的效果。单元见效高峰期日产油增加38t,综合含水由95.5%降至93.9%。4年内累计增油2.041013。可采储量增加
15、12X10%,采收率提高了2.3%。3.3 堵水调剖对于各种不同类型的砂岩油藏，堵水调剖一个最基本的机理就是封堵高渗透层，增加高渗透层的流淌阻力，降低其吸水指数，使注入流体流向低渗透层，提凹凸渗透层的吸水量，使层间冲突得到调整、差油层动用程度得到提高，从而达到调整吸水剖面的目的。胜坨油田采纳多段塞双液法注入堵剂施工程序对胜二区沙二3单元封堵大孔道，现场运用的配方为：A液：5%7%钠土（或粘土）溶液隔离液：污水26nB液：0.06%0.1%HPAM（部分水解聚丙烯酰胺）用钠土双液法注堵剂封堵大孔道后，大大改善了吸水剖面,封堵了34层底部水窜通道，抑制堵塞了高渗透高含水层，启动了32、33低渗透地
16、含水层，改善了水驱效果，使对应油井增油降水效果明显。3.4 强注强采强化注水就是通过完善注水系统，向油层注好水、注够水，以便提而油层的压力水平，维持油层能量，为提液创建条件。强化采油是通过提高排液量来实现的，而提高排液量主要是通过降低油井井底压力，增大生产压差来实现的。降低井底压力，使一些油层压力较低且由于层间干扰不产液的小层起先生产，解放了低压油层和小孔隙中的残余油，在剖面上增加了出油层段，扩大了出油厚度，在平面上增大了供油半径，提高了注入水的波及程度，同时，由于降低井底流压，增加了油层中的压力梯度，不仅增加了地下液流的流速，而且使一些位于低渗透小层和区段中启动压力较高的原油克服毛管力起先流
17、淌，从而可以充分发挥注入水的冲刷洗油作用，提高采收率。胜坨油田一区2层含油面积2.27knf,地质储量112.8X10%是一个北部为断层遮挡，西部尖灭，东南部临边水的单一油砂体，属河流相沉积，正韵律亲油油层。该层于1980年起先强注强采试验，试验期间，平均注水强度由27m3（dm）上升到42.4m3（dm）,平均采液强度最高时可达50.7m3（dm）,经过试验，取得了很好的开发效果，强注强采不仅提高了采油速度，日产油由8.8td上升到28.5td,而且减缓了含水上升速度，由试验前的4.38%下降为1.4%。综合上述分析，胜坨油田采纳的调整措施对改善该油田特高含水期的开发效果有肯定的促进作用，但
18、它们都有各自的适用范围和优缺点，应依据不同区块的特点采纳相应的措施。结论与建议依据胜坨油田开发的实际状况，分析了特高含水期影响该油田水驱采收率的主要因素，分别为原油粘度、储层润湿性、储层非均质性、注水水质等，随着注水开发过程的进行，这些因素对油田开发的影响程度也不断发生着变更，所以，应加强对影响采收率的各种因素的机理探讨，并结合本油田实际，找到主要因素，以便确定油田调整的主要方向，并实行相应的措施。文中对胜坨油田实行的水动力学调整措施进行了分析，这些措施都取得了肯定的效果，但是他们都肯定的适用范围和优缺点，应依据实际状况采纳相应的方法，并留意多种调整方法的相互结合。参考文献1陈永生.油田非均质
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