繆飛飛，黃 凱，胡 勇，張吉磊，王美楠

(中海石油(中國(guó))有限公司天津分公司，天津 300459)

0 引 言

渤海海域近一半的油田屬于復(fù)雜河流相油田，具有儲(chǔ)層橫向變化快、縱向上多期河道砂體相互交錯(cuò)疊置、非均質(zhì)性強(qiáng)、流體性質(zhì)差異大、油水關(guān)系復(fù)雜的特征。為了獲得較高的經(jīng)濟(jì)產(chǎn)油量，油田投產(chǎn)初期均采用多層合采的開發(fā)模式，但由于儲(chǔ)層、油水關(guān)系的復(fù)雜性及流體性質(zhì)差異，多層合采出現(xiàn)層間干擾、注入水突進(jìn)等問(wèn)題，導(dǎo)致產(chǎn)油量遞減快、儲(chǔ)層動(dòng)用程度低，隨著開發(fā)時(shí)間延長(zhǎng)，平面、層間矛盾日益突出[1-2]。改善該類油藏多層合采的開發(fā)效果，消除或降低層間干擾的影響是關(guān)鍵。目前層間干擾研究成果較多，許多研究只停留在單一影響因素上(滲透率或原油黏度)[3-8]；或是根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)情況進(jìn)行干擾現(xiàn)象研究，未能說(shuō)明層間干擾的變化規(guī)律[9-11]；目前在研究方法上不系統(tǒng)，只是單一地利用數(shù)值模擬或是水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)進(jìn)行研究，而針對(duì)底水油藏層間干擾規(guī)律目前尚無(wú)研究[3-13]。

采用可視化的水驅(qū)油物理模擬實(shí)驗(yàn)，結(jié)合油藏工程方法和數(shù)值模擬技術(shù)，針對(duì)多層合采條件下層間干擾的主要因素進(jìn)行分析，揭示了滲透率級(jí)差、黏度級(jí)差、滲透率與黏度比值級(jí)差及油藏底水等主控因素對(duì)層間干擾的影響規(guī)律，針對(duì)不同主控因素提出調(diào)整策略與時(shí)機(jī)，形成多層油藏層系細(xì)分界限。以研究成果為依據(jù)，指導(dǎo)了渤海A油田細(xì)分層系開發(fā)調(diào)整，并取得了突破性的開發(fā)效果。

1 多層注水合采油藏層間干擾物理模擬實(shí)驗(yàn)研究

1.1 實(shí)驗(yàn)原理

填充不同滲透率的填砂管模型以模擬高、中、低滲地層，或用不同黏度的模擬油飽和不同填砂管模型以形成高、低黏度地層，采用填砂管并聯(lián)合注開發(fā)的方式，一端以恒壓或定流量注入水。在實(shí)驗(yàn)過(guò)程中記錄采液速度、采油速度和注入壓力變化情況，反映在籠統(tǒng)注水條下的層間干擾變化情況。

1.2 實(shí)驗(yàn)方法

實(shí)驗(yàn)裝置：填砂管長(zhǎng)度為350 mm，內(nèi)徑為25 mm。實(shí)驗(yàn)方案：①不同滲透率級(jí)差定流量實(shí)驗(yàn)：原油黏度為67 mPa·s，實(shí)驗(yàn)流體為恒流量注入。其中，單采流量為1 mL/min，三管并聯(lián)合采的流量為3 mL/min。②不同滲透率級(jí)差定壓差實(shí)驗(yàn)：驅(qū)替壓力為78 kPa，填砂管規(guī)格和原油黏度與定流量實(shí)驗(yàn)相同。③不同黏度級(jí)差定流量實(shí)驗(yàn)：?jiǎn)尾闪髁繛? mL/min，兩管并聯(lián)合采的流量為2 mL/min。不同滲透率級(jí)差定流量及定壓差實(shí)驗(yàn)分別為7套(28組)和2套(8組)實(shí)驗(yàn)方案(表1)；不同黏度級(jí)差定流量實(shí)驗(yàn)為8套(24組)實(shí)驗(yàn)方案(表2)。

表1 滲透率級(jí)差實(shí)驗(yàn)方案

表2 黏度級(jí)差實(shí)驗(yàn)方案

2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析

2.1 定流量驅(qū)替實(shí)驗(yàn)

設(shè)計(jì)三管并聯(lián)合注驅(qū)替實(shí)驗(yàn)。實(shí)驗(yàn)觀察顯示，三管籠統(tǒng)合注時(shí)，高滲管單層突進(jìn)現(xiàn)象明顯，水線推進(jìn)較快，產(chǎn)出液、含水率上升較快，低滲管內(nèi)的水驅(qū)油呈“近活塞”驅(qū)動(dòng)，驅(qū)替較為緩慢。圖1是滲透率級(jí)差為5.72時(shí)單采與合采實(shí)驗(yàn)采液指數(shù)、采油指數(shù)隨含水率變化情況。由圖1可知：高滲管采液指數(shù)、采油指數(shù)較高，而低滲管采液指數(shù)、采油指數(shù)很小，幾乎接近于0，說(shuō)明多層籠統(tǒng)注水，導(dǎo)致注入水更多地沿阻力較小的高滲層發(fā)生水竄和突進(jìn)，滲流阻力較大的低滲層幾乎驅(qū)替不到；尤其在高滲層見(jiàn)水之后，整個(gè)驅(qū)替壓力迅速下降，進(jìn)一步削弱低滲層原油滲流能力，導(dǎo)致低滲層受干擾程度大幅增加。

圖1 滲透率級(jí)差為5.72時(shí)單采與合采實(shí)驗(yàn)采液、采油指數(shù)隨含水率變化

三管合采驅(qū)油效率貢獻(xiàn)率隨滲透率級(jí)差變化情況(表3、4，圖2)表明：① 隨著滲透率級(jí)差增加，多層合采驅(qū)油效率逐漸降低；②隨著滲透率級(jí)差的增大，低滲層受到層間干擾的影響更為嚴(yán)重；③在滲透率級(jí)差接近情況下，基準(zhǔn)滲透率[13]低，總的驅(qū)油效率低，且低滲管貢獻(xiàn)率低，這是由于高滲管水線突破最早，含水上升最快，導(dǎo)致低滲管更難動(dòng)用，類似于木桶的短板理論，由此可知基準(zhǔn)滲透層對(duì)整體合注合采影響較大；④滲透率級(jí)差大于3.00時(shí)，低滲管驅(qū)油效率及其驅(qū)油效率貢獻(xiàn)率下降更為明顯，因此，滲透率級(jí)差界限控制在3.00左右為宜。

表3 單管巖心驅(qū)油效率隨滲透率級(jí)差變化

表4 不同基準(zhǔn)滲透率下單管巖心驅(qū)油效率貢獻(xiàn)率對(duì)比

圖2 驅(qū)油效率貢獻(xiàn)率隨滲透率級(jí)差變化

2.2 定壓差驅(qū)替實(shí)驗(yàn)

滲透率級(jí)差為2.13、3.47時(shí)，單采與合注合采驅(qū)油效率隨總含水率變化情況見(jiàn)圖3。由圖3可知：①在含水率為60%～80%時(shí)，合注合采驅(qū)油效率與單采的驅(qū)油效率存在交點(diǎn)，該點(diǎn)稱為干擾系數(shù)轉(zhuǎn)折點(diǎn)。交點(diǎn)之前合注合采層間干擾嚴(yán)重；交點(diǎn)之后，由于定壓生產(chǎn)導(dǎo)致中、低滲層逐步動(dòng)用，類似現(xiàn)場(chǎng)“提液”過(guò)程，在一定程度上起到了抑制層間干擾的作用。②滲透率級(jí)差越大，轉(zhuǎn)折點(diǎn)越延后，該結(jié)論對(duì)不同滲透率級(jí)差油田提液時(shí)機(jī)有一定指導(dǎo)意義。

2.3 黏度級(jí)差實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析

圖4為驅(qū)油效率、驅(qū)油效率貢獻(xiàn)率與黏度級(jí)差關(guān)系。由圖4可知：①隨著黏度級(jí)差的增大，驅(qū)油效率呈指數(shù)下降趨勢(shì)；②隨黏度級(jí)差的增大，低黏管與高黏管貢獻(xiàn)率曲線的張口越來(lái)越大，說(shuō)明黏度級(jí)差較小時(shí)，高黏層可在較低的注采壓差條件下得到動(dòng)用，隨著黏度級(jí)差增大，由于低黏層的干擾，無(wú)法建立足夠的注采壓差，導(dǎo)致高黏層不能水驅(qū)動(dòng)用。結(jié)合目前渤海驅(qū)油效率最低界限為60%，確定其黏度級(jí)差界限約為3～4。

圖3 不同滲透率級(jí)差單采與合注合采驅(qū)油效率隨總含水率變化

圖4 驅(qū)油效率、驅(qū)油效率貢獻(xiàn)率與黏度級(jí)差關(guān)系

3 層間干擾理論應(yīng)用分析

3.1 多層底水油藏層間干擾研究

利用稠油油藏定向井多層合采產(chǎn)能公式[13]，反算單井層間干擾系數(shù)。該產(chǎn)能公式考慮了各層滲透率、黏度、油層厚度、相滲、啟動(dòng)壓力和小層數(shù)目對(duì)層間干擾的影響，更加接近實(shí)際生產(chǎn)。

選取A油田西區(qū)NmⅡ底水油藏生產(chǎn)及測(cè)試資料齊全的11口典型生產(chǎn)井計(jì)算干擾系數(shù)。根據(jù)底水油藏是否參與合采將生產(chǎn)過(guò)程劃分為底水油藏參與合采和底水油藏未參與合采2個(gè)階段。根據(jù)動(dòng)靜態(tài)資料，得到生產(chǎn)井關(guān)閉底水油藏前后干擾系數(shù)隨含水率的變化情況。分析可知：①底水油藏參與生產(chǎn)時(shí)，層間干擾程度加劇時(shí)機(jī)早，幅度大，中高含水期層間干擾現(xiàn)象非常嚴(yán)重；關(guān)閉底水油藏后，層間干擾程度明顯降低，且變化相對(duì)平緩；②流度級(jí)差越大，相同含水情況下的層間干擾程度相對(duì)越高?；谝陨涎芯浚鄬拥姿筒亻_發(fā)策略應(yīng)為：底水油藏參與生產(chǎn)時(shí)，早期應(yīng)關(guān)閉底水油藏，有利于改善儲(chǔ)層的整體動(dòng)用，對(duì)提高油藏最終采收率有很好的效果；底水油藏物性、流體性質(zhì)越好，關(guān)閉底水油藏降低層間干擾影響的效果越明顯。

3.2 多層油藏注水合采層間干擾數(shù)值模擬研究

依據(jù)物模實(shí)驗(yàn)研究成果，結(jié)合實(shí)際油藏?cái)?shù)據(jù)分別建立合采和分采的機(jī)理模型，研究滲透率與黏度共同作用對(duì)層間干擾的影響，驗(yàn)證物理模擬及理論研究的可靠性。

圖5為采出程度與流度級(jí)差關(guān)系曲線。由圖5可知，隨流度級(jí)差的增大，采出程度變化分3個(gè)階段：第1階段(流度級(jí)差為1～3)，采出程度降低幅度較小，在該級(jí)差范圍，高、中、低流度的儲(chǔ)層的滲流阻力相差不大，層間干擾較小；第2階段(流度級(jí)差為3～7)，采出程度降低幅度增大，由于流度級(jí)差增大，中、低流度的儲(chǔ)層明顯受到層間干擾的影響，產(chǎn)油量逐級(jí)降低，干擾程度增加；第3階段(流度級(jí)差大于7)，采出程度降低幅度趨于平穩(wěn)，高流度的儲(chǔ)層滲流阻力小，而滲流阻力較大的中、低流度的儲(chǔ)層因受到層間干擾影響無(wú)法有效動(dòng)用。由此可知，多層油藏合采層間干擾界限是流度級(jí)差約為3，與物模實(shí)驗(yàn)結(jié)果基本吻合。

圖5 采出程度與流度級(jí)差關(guān)系

3.3 礦場(chǎng)實(shí)踐

渤海A油田縱向上含油層段多(NmⅠ、NmⅡ、NmⅢ和NmⅣ)，油水關(guān)系復(fù)雜，地層原油黏度差異較大(78～260 mPa·s)，儲(chǔ)層平均滲透率大約為2 000 mD。開發(fā)初期采用一套層系、邊底水合采、定向井開發(fā)，油井投產(chǎn)后，含水迅速上升，產(chǎn)量遞減大。根據(jù)多層合采層間干擾研究理論，指導(dǎo)了渤海A油田細(xì)分層系綜合調(diào)整。對(duì)不同油藏類型、原油黏度或滲透率極差大于3的儲(chǔ)層進(jìn)行分采，由原來(lái)的一套層系定向井開發(fā)調(diào)整為3套層系水平井開發(fā)。分層系開發(fā)后，渤海A油田調(diào)整后的采油速度約為調(diào)整前的采油速度的2.57倍，采收率提高10.3個(gè)百分點(diǎn)(表5)。海上復(fù)雜河流相油田多層合采層間干擾及開發(fā)調(diào)整策略研究，從根本上解決了渤海A油田較為突出的層間矛盾，提高了儲(chǔ)量動(dòng)用程度。

表5 渤海A油田綜合調(diào)整前后各油組開發(fā)指標(biāo)對(duì)比

4 結(jié) 論

(1) 水驅(qū)油物理模擬實(shí)驗(yàn)及數(shù)值模擬研究表明，滲透率級(jí)差、黏度級(jí)差大于3，層間干擾明顯增強(qiáng)，驅(qū)油效果變差。

(2) 多層合注合采油田含水率在60%～80%為干擾系數(shù)轉(zhuǎn)折點(diǎn)，當(dāng)含水大于80%，增大生產(chǎn)壓差提液，在一定程度上可降低層間干擾，改善開發(fā)效果。

(3) 不同油藏類型合采時(shí)，底水油藏對(duì)層間干擾非常嚴(yán)重，越早關(guān)閉底水油藏，越有利于改善開發(fā)效果。

(4) 研究成果成功指導(dǎo)了渤海A油田層系開發(fā)調(diào)整及油井調(diào)整措施，對(duì)類似油田開發(fā)調(diào)整策略和措施制訂有指導(dǎo)意義。