層系組合開發(fā)對驅(qū)油效果影響的實驗研究

王成勝，闞 亮，田津杰，周文勝，敖文君，劉 晨，劉 凡，李 芳

(1.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術分公司，天津 300452；2.中海油研究總院有限責任公司，北京 100028；3.海洋石油高效開發(fā)國家重點實驗室，北京 100028)

多層系組合開發(fā)時常遇到層間矛盾[1-2]，在海上稠油開發(fā)過程中，多采用籠統(tǒng)注水和多油層合采的開發(fā)方式[3-6]，這會產(chǎn)生層間干擾問題[7-9]。層間干擾是一個比較復雜的問題，國內(nèi)外石油工作者針對層間干擾問題做過大量的研究工作。朱麗紅等通過室內(nèi)巖心物理模擬實驗、精細油藏數(shù)值模擬、分析生產(chǎn)動態(tài)監(jiān)測資料等方法，剖析了在特高含水期平面、層間以及層內(nèi)三大矛盾的變化特征和主要影響因素，探索出了一種特高含水期老油田水驅(qū)精細、深度開發(fā)的新模式，為多層砂巖油藏水驅(qū)開發(fā)提供了可借鑒的經(jīng)驗[10]。李波等分析了渤海3個稠油油田的測壓井資料，統(tǒng)計其層間干擾系數(shù)與流動系數(shù)變異程度的關系并給出了判斷同類油田層間非均質(zhì)性強弱程度的標準，從而更加客觀地表征了層間非均質(zhì)性[11]。于會利等利用生產(chǎn)資料、取芯井、測井解釋資料及精細油藏研究成果對勝坨油田不同開發(fā)階段的干擾形式進行了分析，認為開發(fā)初期主要是稀油高滲透層干擾稠油中低滲透層；中含水期主要是高壓高含水層干擾中低壓含水層；高含水期初期主要是高壓特高含水、高含水層干擾低壓高含水、中低含水層；特高含水期層間干擾轉(zhuǎn)變?yōu)樘馗吆嵚蓪痈蓴_高含水及中低含水韻律層[12]。但是，針對海上油田典型特征，同時考慮平面和縱向流場下的層間干擾現(xiàn)象鮮有研究。

為了進一步加強對海上油田多層合采層間干擾問題的規(guī)律性認識，為下步層系組合調(diào)整提供參考依據(jù)，本文采用室內(nèi)實驗級別數(shù)值模擬模型，在學者研究干擾系數(shù)對開發(fā)效果影響的基礎上[13-15]，結(jié)合海上油田開發(fā)的實際情況，研究不同層系組合開發(fā)方式下縱向滲透率級差造成的開發(fā)效果變化，利用三維平板物理模型進行水驅(qū)油實驗，分析不同層系組合開發(fā)對驅(qū)油效果的影響；借助核磁共振技術，對三維平板物理模型水驅(qū)油實驗各階段進行T2譜及切片成像檢測，直觀地觀察油水分布變化，從而得到海上油田多層系組合開發(fā)層間干擾問題的規(guī)律性認識，為開發(fā)方案調(diào)整提供參考依據(jù)。

1 滲透率級差對層系組合開發(fā)效果的影響

為了研究滲透率級差對層系組合開發(fā)效果的影響，采用數(shù)值模擬方法進行研究。

數(shù)值模擬軟件模型為：運用綜合分析的方法，構建分注合采、合注合采的模型，每個模型由3個縱向剖面模型組成，剖面模型之間設置不滲透的隔層，平均滲透率為2 750 mD，滲透率級差分別為3、5、8、10、20、30、50。以反九點井網(wǎng)的1/4單元為模擬對象，采用CMG數(shù)值模擬軟件建立數(shù)值模型，模型尺寸為50 mm×50 mm×70 mm，網(wǎng)格劃分為71×71×3。模型平均滲透率為2 000 mD，原油黏度為70 mPa·s。在此基礎上，模擬不同滲透率級差條件下的原油動用情況。

不同級差條件下采出程度的實驗結(jié)果見表1。由表1數(shù)據(jù)可知，在本次實驗模型條件下，分層注水綜合采收率在25%～26%之間，籠統(tǒng)注水采收率在19%～26%之間。

表1 不同級差條件下采出程度實驗結(jié)果Table 1 Experimental results of extraction degree under different grades

不同級差條件下采收率的趨勢圖如圖1所示。

圖1 不同級差條件下采收率趨勢圖Fig.1 Trend chart of recovery factor under different grades

由表1和圖1可知，采用分層注水的開發(fā)方式，采出程度比籠統(tǒng)注水開發(fā)方式的采出程度高。從圖1可以看出，采用籠統(tǒng)注水的開發(fā)方式，當級差小于8時，采出程度隨級差增大而降低的幅度要明顯大于級差大于8的情況；當級差大于8時，采出程度隨級差增大而降低的幅度趨于平緩，這是由于級差足夠大時，籠統(tǒng)注水的層間干擾現(xiàn)象明顯，采出程度的大小主要依賴于高滲層的貢獻；當級差在3～5之間時，采出程度變化幅度要小于級差在5～8之間的變化幅度。

2 不同注入方式下層系組合開發(fā)效果對比

2.1 實驗

2.1.1 實驗儀器

多功能巖心驅(qū)替系統(tǒng)、注入泵、恒溫箱、含油飽和度檢測系統(tǒng)、壓力自動采集系統(tǒng)等。

2.1.2 實驗材料

(1)三維平板物理模型，滲透率為5 000 mD、2 000 mD、1 000 mD，尺寸為300 mm×300 mm×45 mm；核磁共振測試平板模型尺寸為100 mm×100 mm×15 mm。

(2)實驗用水：巖心飽和地層水和驅(qū)替用水采用室內(nèi)配制的模擬水。

(3)實驗用油：室內(nèi)模擬油，55 ℃條件下黏度為70 mPa·s。

(4)實驗溫度：55 ℃。

(5)實驗速度：0.51 mL/min、1.02 mL/min、1.53 mL/min。

(6)井網(wǎng)布置：一注三采(反九點井網(wǎng)1/4模型)。

2.1.3 實驗流程

(1)水測滲透率：以恒定的流速(0.5 mL/min、1.0 mL/min、1.5 mL/min、2.0 mL/min)注入鹽水，直到巖心兩端壓力穩(wěn)定；提高鹽水注入速度，繼續(xù)驅(qū)替直至巖心兩端再次達到壓力穩(wěn)定，記錄巖心兩端的壓力及流量，計算水相滲透率。

(2)檢查模型的氣密性：將巖心放入水中，以0.5 mL/min的流速通入氣體，檢查是否漏氣。

(3)抽真空：由模型注入端開始抽真空6 h，其余壓力測試點抽真空1 h。

(4)飽和水：飽和人工合成模擬鹽水，測量孔隙度。

(5)模型飽和油：以巖心模型中心點為注入端向巖心四角方向推進原油，注入速度為0.5 mL/min，直至不出水為止，提高注入速度為1.0 mL/min、2.0 mL/min、3.0 mL/min、4.0 mL/min；累積計量采出水量，計算原始含油飽和度，老化24 h。

(6)水驅(qū)：按實驗方案(表2)進行水驅(qū)至模型出口含水率98%以上。

(7)實驗數(shù)據(jù)分析：實驗過程中監(jiān)測壓力、含油飽和度變化，并且記錄產(chǎn)液、產(chǎn)水等原始實驗數(shù)據(jù)。

表2 實驗方案Table 2 Experimental scheme

2.2 采出程度對比分析

為了研究不同注入方式下層系組合開發(fā)對驅(qū)油效果的影響，按照表2所示實驗方案，在三維平板物理模型上進行水驅(qū)油實驗。采出程度實驗結(jié)果見表3，模型含油飽和度變化結(jié)果見表4。各方案的實驗開發(fā)曲線如圖2所示。根據(jù)上述不同層系組合開發(fā)方式對驅(qū)油效果的影響情況分析，結(jié)合油田開發(fā)的實際情況，在方案1開發(fā)的基礎上，設計方案4(開展井網(wǎng)調(diào)整)，調(diào)整方案見表2，采出程度實驗結(jié)果如圖3所示。

圖2 各滲透率層開發(fā)曲線Fig.2 Development curves of each permeability layer

表3 采出程度實驗結(jié)果Table 3 Extraction degree experimental results

由表3數(shù)據(jù)可知，不同開發(fā)方式下，模型綜合采收率在19%～31%之間。由表4數(shù)據(jù)可知，模型各層動用貢獻率在1%～69%之間。

表4 模型含油飽和度檢測實驗結(jié)果Table 4 Model oil saturation test results

圖3 不同開發(fā)方案下各儲層采出程度柱狀圖Fig.3 Histogram of recovery degree of each reservoir under different development schemes

由表3和圖2可知，采用3種不同的層系劃分方式對一個區(qū)塊進行開發(fā)，其中方案1(三層籠統(tǒng)注水)采出程度為19.81%，方案2(高滲層、中滲層合注開采，低滲層分層開采)采出程度為24.31%，方案3(三層分層注水)采出程度為25.87%。結(jié)合各滲透率層開發(fā)曲線可見，純水驅(qū)開發(fā)對于各滲透率層來說都存在油井見水后含水率迅速上升的趨勢，這主要是由于對于稠油油藏，油水黏度比差異引起的微觀指進現(xiàn)象造成水驅(qū)前緣突破油井后含水迅速上升。

方案3采出程度較方案1高了6.06個百分點，較方案2高了1.56個百分點，方案2采出程度較方案1高了4.5個百分點，這主要是因為，對該區(qū)塊進行開發(fā)，如果采用方案1開發(fā)，高滲層吸水量較大，中、低滲層吸水量相對較小，發(fā)生較嚴重的層間干擾現(xiàn)象；如果采用方案2開發(fā)，高滲層會對中滲層的吸水量造成影響，導致中滲層對采出程度的貢獻有限，但低滲層進行了單獨開發(fā)，其采出程度反而高于中滲層；而采用方案3開發(fā)，各滲層均得到有效的開發(fā)，所以采出程度相比方案1、方案2較高。

對比3個滲透率層分別在3種層系劃分開發(fā)方式下的采出程度可見，由于配注量相同，且方案1采用了三層籠統(tǒng)注水開發(fā)方式，高滲層更多地分配了中、低滲層的吸水量，水洗程度較高，所以其采出程度較方案2、方案3都要略高一些；對于中滲層，由于方案2是高、中滲層合注開發(fā)，所以高滲層對其吸水量的影響較大，以至于其采出程度在3個方案中最低，方案1次之，方案3未有層間干擾的影響，故相對較高；對于低滲層，由于方案1采用三層籠統(tǒng)注水開發(fā)，所以對低滲層吸水量的影響最大，采出程度也很低，只有1.83%，遠低于方案2、方案3低滲層的采出程度。

由表3和圖3可見，方案4是在方案1(三層籠統(tǒng)注水)開發(fā)的基礎上，當含水達到65%時進行井網(wǎng)加密，從反九點井網(wǎng)改為排狀井網(wǎng)，而當含水達到75%時改為五點井網(wǎng)。通過井網(wǎng)調(diào)整，高、中、低滲透層采出程度都得到了一定提升，總體采出程度較方案1提高了11.14個百分點。這說明在多層系組合開發(fā)時，如果可以采用分注分采的細分層系開發(fā)模式，整體采收率較籠統(tǒng)注水開發(fā)有所提升；如果采用籠統(tǒng)注水開發(fā)模式，在含水突進時采用一定程度的井網(wǎng)調(diào)整措施，改善油水分布，也可以提高采收率。

2.3 開發(fā)滲流場變化分析

在對比不同層系組合方案開發(fā)效果的同時，利用含油飽和度檢測系統(tǒng)，采用電極法監(jiān)測實驗各階段三維平板模型上電極對的電阻值變化，利用標準曲線反算含油飽和度的變化，進而形成云圖，各方案模型含油飽和度變化云圖如圖4所示。

圖4 不同實驗階段各儲層含油飽和度分布圖Fig.4 Oil saturation distribution map of each reservoir in different experimental stages

由表4和圖4可知，無論采用哪種層系劃分方式，高滲層的剩余油飽和度基本相當，這是由于高滲層都得到了很好的開發(fā)。從圖4也可以看出，高滲層不存在連片的剩余油富集區(qū)，僅有一些水驅(qū)波及不充分的位置存在孤立的剩余油富集區(qū)域；對于中滲層來說，剩余油飽和度從大到小分別是方案2>方案1>方案3，這是因為方案2是高滲層和中滲層合注開發(fā)，高滲層對中滲層的干擾作用很大，影響了中滲層的吸水量，進而造成水驅(qū)波及程度較低、剩余油飽和度相對較高，而方案1雖然是三層籠統(tǒng)注水，但有低滲層的存在，高滲層更多地影響了低滲層的吸水量，對中滲層的影響程度有限；對于低滲層，由于方案2、方案3都采用了單獨開發(fā)，其開發(fā)效果遠優(yōu)于方案1低滲層的開發(fā)程度，從圖4也可以看出，籠統(tǒng)注水開發(fā)方式下，低滲層幾乎未得到有效動用。

3 核磁共振條件下不同注入方式對開發(fā)效果的影響

常規(guī)水驅(qū)開發(fā)采用籠統(tǒng)注水的開發(fā)方式，為了研究在籠統(tǒng)注水的基礎上選擇時機進行分層注水的開發(fā)效果，按照表2所示實驗方案，先按方案1進行實驗，在綜合含水65%時改為分層注水開發(fā)方式至綜合含水98%。

借助低場核磁共振技術，使用核磁共振儀器系統(tǒng)進行研究，觀察實驗各階段巖心的T2譜和成像，實驗結(jié)果如圖5和表5所示。

圖5 巖心注入過程中T2譜變化Fig.5 Change of T2 spectrum during core injection

由圖6和表5可知，合注驅(qū)替過程中，巖心中的油逐漸從出口被驅(qū)替出來，3塊巖心的含油飽和度都有不同程度的下降，見水前2 000 mD和5 000 mD驅(qū)替原油量最多。含水30%時巖心中的大部分油已經(jīng)被驅(qū)替出巖心，后續(xù)驅(qū)替至含水65%的過程中巖心中的油含量逐漸減少，驅(qū)替結(jié)束后在巖心部分區(qū)域還有一定的油剩余。

驅(qū)替過程中巖心的油的信號逐漸減少，開始階段信號幅度減少較快，末尾階段信號幅度減少較小。3組巖心相比，5 000 mD巖心含油飽和度變化最大，1 000 mD巖心含油飽和度變化最小。

合注結(jié)束后巖心開始分注，從核磁共振圖像中可以觀察注水過程中巖心含油飽和度逐漸降低，三者相比，1 000 mD巖心的含油飽和度變化較大，其余兩塊巖心的含油飽和度有一定程度的減少，但變化不大。合注沒有被驅(qū)替出的原油通過分注繼續(xù)被采出，一些剩余油分布比較密集的區(qū)域含油飽和度進一步減少。1 000 mD巖心驅(qū)替結(jié)束后在巖心右下角含量較多，其他區(qū)域剩余油含量較少。2 000 mD巖心驅(qū)替結(jié)束后，剩余油主要集中在巖心的右半部分，其他區(qū)域較少。5 000 mD巖心驅(qū)替結(jié)束后，剩余油主要集中在巖心的左下角，其他區(qū)域較少。三組巖心T2譜圖相比，1 000 mD巖心變化最大，5 000 mD巖心變化最小。

綜合對比可以看出，1 000 mD巖心在兩個開發(fā)方式的過程中都有一定的原油產(chǎn)出，2 000 mD和5 000 mD兩個巖心原油產(chǎn)出過程主要發(fā)生在第一階段，第二階段產(chǎn)出油較少。這主要是因為合注過程中1 000 mD巖心配液量較少，采出程度較少，分注后驅(qū)替液體量增加，驅(qū)油效率逐漸增加。2 000 mD和5 000 mD兩個巖心在合采階段大部分油已經(jīng)被采出，分采階段油很難再被驅(qū)替出巖心，導致驅(qū)油效率增加不明顯。所以，如何控制合采和分采的轉(zhuǎn)換節(jié)點，提高整個驅(qū)替階段的采收率，對現(xiàn)場有很重要的借鑒意義。

表5 巖心核磁共振圖像Table 5 Core nuclear magnetic resonance image

4 結(jié)論

(1)當級差大于8時，采出程度隨級差增大而降低的幅度趨于平緩，這是由于級差足夠大時籠統(tǒng)注水的層間干擾現(xiàn)象明顯，采出程度的大小主要依賴于高滲層的貢獻；當級差在3～5之間時，采出程度變化幅度要小于級差在5～8之間的變化幅度。

(2)多層系組合開發(fā)時，如果可以采用分注分采的細分層系開發(fā)模式，整體采收率較籠統(tǒng)注水開發(fā)有所提升；如果采用籠統(tǒng)注水開發(fā)模式，在含水突進時采用一定程度的井網(wǎng)調(diào)整措施，改善油水分布，也可以提高采收率。

(3)控制合采和分采的轉(zhuǎn)換節(jié)點，提高整個驅(qū)替階段的采收率，對現(xiàn)場有很重要的借鑒意義。