唐 海，張鎧漓 ，唐瑞雪，呂棟梁，譚 呂

1.西南石油大學(xué)石油與天然氣工程學(xué)院，四川 成都 610500；2.中海石油（中國(guó)）有限公司天津分公司，天津 塘沽 300452

引言

多層油氣藏普遍具有較強(qiáng)的非均質(zhì)性，合注合采時(shí)層間始終存在相互制約和干擾，各油層生產(chǎn)動(dòng)態(tài)差異隨著開(kāi)發(fā)進(jìn)行而不斷加劇，逐漸暴露出含水上升快、儲(chǔ)量動(dòng)用不均和油藏采收率低等問(wèn)題[1-5]。

為了認(rèn)清層間干擾對(duì)多層油藏注水開(kāi)發(fā)效果的影響，前人多基于準(zhǔn)確性較高的現(xiàn)場(chǎng)油井測(cè)試第一手資料，對(duì)層間干擾現(xiàn)象開(kāi)展了大量研究。陳元千、袁弈群等基于油田現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)數(shù)據(jù)，對(duì)層間干擾產(chǎn)生的原因及干擾規(guī)律進(jìn)行了定性研究，認(rèn)為儲(chǔ)層非均質(zhì)性、油藏流體物性差異及各層段地層壓力差異是引起層間干擾的主要因素[6-9]。針對(duì)現(xiàn)場(chǎng)油井試驗(yàn)因測(cè)試成本高和影響油井生產(chǎn)時(shí)率而無(wú)法被廣泛應(yīng)用的實(shí)際情況，于春生、黃世軍等基于實(shí)際多層油藏地質(zhì)特征，通過(guò)開(kāi)展并聯(lián)驅(qū)替實(shí)驗(yàn)?zāi)M現(xiàn)場(chǎng)合注合采過(guò)程，研究了層間干擾對(duì)注水開(kāi)發(fā)效果的影響機(jī)理[10-15]，提出通過(guò)控制層系劃分界限和優(yōu)化開(kāi)發(fā)技術(shù)政策等方法，改善多層油藏的注水開(kāi)發(fā)效果。鮮波、余華杰等采用數(shù)值模擬方法系統(tǒng)研究了層間干擾的影響因素，形成了指導(dǎo)均衡開(kāi)采的界限圖版，并系統(tǒng)分析了各因素對(duì)干擾的影響規(guī)律[16-20]。為了合理解釋多層油藏開(kāi)發(fā)動(dòng)態(tài)、開(kāi)發(fā)效果和產(chǎn)能在分段測(cè)試與整體測(cè)試中的差異，李波等基于現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)、室內(nèi)實(shí)驗(yàn)和數(shù)值模擬等方法的測(cè)試及模擬結(jié)果，定義了多種層間干擾系數(shù)并引入到單層油井產(chǎn)能公式中，建立了考慮層間干擾的多層合采油井產(chǎn)能計(jì)算公式[21-22]。

雖然目前定義的各種干擾系數(shù)能定量表征層間干擾現(xiàn)象，但其實(shí)質(zhì)僅是一種單純的數(shù)值處理與分析方法，該系數(shù)的物理內(nèi)涵與油藏實(shí)際注水開(kāi)發(fā)滲流過(guò)程并不完全相符，不能解釋清楚層間干擾的實(shí)質(zhì)。針對(duì)前期研究存在的不足，本文結(jié)合室內(nèi)實(shí)驗(yàn)測(cè)試方法、油藏工程方法和數(shù)值模擬方法，剖析了早期多層合采實(shí)驗(yàn)測(cè)試及理論研究中存在層間干擾的根源和實(shí)質(zhì)，并在此基礎(chǔ)上，建立了考慮層間干擾的油井產(chǎn)能計(jì)算新方法。實(shí)例應(yīng)用結(jié)果表明，該方法更符合油藏實(shí)際情況，為多層油藏合注合采產(chǎn)能的預(yù)測(cè)及降低層間矛盾對(duì)實(shí)際生產(chǎn)效果影響的策略制定提供了理論依據(jù)。

1 前期層間干擾理論剖析

層間干擾系數(shù)表征了多層合采開(kāi)發(fā)導(dǎo)致油井的整體產(chǎn)油（液）能力相較于分注分采時(shí)的降低程度。前期定義的層間干擾系數(shù)種類很多，以日產(chǎn)量層間干擾系數(shù)和累產(chǎn)量層間干擾系數(shù)為例，其定義式分別為

式中：α___日產(chǎn)油（液）量干擾系數(shù)，無(wú)因次；

t___生產(chǎn)時(shí)間，d；

β___累產(chǎn)油（液）量干擾系數(shù)，無(wú)因次；

qdi___第i層分注分采時(shí)的日產(chǎn)油（液）量，m3；

qhi___多層合采時(shí)第i層的日產(chǎn)油（液）量，m3；

___第i層分注分采時(shí)的累產(chǎn)油量，m3；

___多層合采時(shí)第i層的累產(chǎn)油量，m3；

___第i層分注分采時(shí)的累產(chǎn)液量，m3；

多層合采時(shí)第i層的累產(chǎn)液量，m3。

式（1）和式（2）中各參數(shù)物理意義表明，層間干擾系數(shù)主要是基于現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)數(shù)據(jù)[9]和室內(nèi)并聯(lián)驅(qū)替實(shí)驗(yàn)測(cè)試數(shù)據(jù)[11]定義和求取的，也可基于多層合采油井產(chǎn)能修正公式，通過(guò)反演現(xiàn)場(chǎng)生產(chǎn)動(dòng)態(tài)求取層間干擾系數(shù)[22]。顯然，這樣人為定義的層間干擾系數(shù)，僅僅是為了解釋現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)和室內(nèi)實(shí)驗(yàn)中不同測(cè)試條件的結(jié)果存在差異的客觀現(xiàn)象，其本質(zhì)是一種數(shù)值分析方法，在實(shí)際應(yīng)用中存在以下不足：（1）層間干擾系數(shù)涉及參數(shù)多且均隨時(shí)間變化，該系數(shù)僅限于解釋干擾作用導(dǎo)致的多層合采產(chǎn)油（液）能力低于分注分采時(shí)各層產(chǎn)油（液）能力之和的現(xiàn)象，不能體現(xiàn)油藏滲流場(chǎng)在不同注采方式下對(duì)產(chǎn)油（液）能力影響的差異，無(wú)法解釋層間干擾現(xiàn)象的物理內(nèi)涵。（2）層間干擾系數(shù)為時(shí)間的函數(shù)，但現(xiàn)場(chǎng)只能進(jìn)行單點(diǎn)測(cè)試，不能按照定義進(jìn)行完整的系統(tǒng)性測(cè)試，因而無(wú)法基于現(xiàn)場(chǎng)單點(diǎn)實(shí)測(cè)結(jié)果得到干擾系數(shù)的變化規(guī)律。同時(shí)，在目前使用的多層合采油井產(chǎn)能修正公式中，也沒(méi)有體現(xiàn)干擾系數(shù)與時(shí)間的函數(shù)關(guān)系。另外，基于產(chǎn)能修正公式，通過(guò)反演現(xiàn)場(chǎng)生產(chǎn)動(dòng)態(tài)求取干擾系數(shù)時(shí)需要大量統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)，限制了該方法在現(xiàn)場(chǎng)的推廣應(yīng)用。（3）傳統(tǒng)并聯(lián)驅(qū)替實(shí)驗(yàn)僅模擬了層間完全隔開(kāi)的合注合采過(guò)程，沒(méi)有反映層間竄流對(duì)層間干擾的影響[23]，不能準(zhǔn)確表征實(shí)際油藏合注合采過(guò)程中的層間干擾現(xiàn)象。

2 層間干擾物理模擬實(shí)驗(yàn)檢測(cè)

2.1 實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)

影響層間干擾的因素較多，為了減少多因素分析對(duì)實(shí)驗(yàn)結(jié)果的干擾，本文從滲透率差異角度研究層間干擾現(xiàn)象。基于X 油藏縱向4 套儲(chǔ)層孔滲物性特征及注采關(guān)系，結(jié)合前期層間干擾實(shí)驗(yàn)研究思路，設(shè)計(jì)采用“定流量”和“定壓差”兩種模式下的分注分采及合注合采驅(qū)替方式開(kāi)展多層油藏水驅(qū)油物理模擬實(shí)驗(yàn)研究。所用的4 塊巖芯的基本參數(shù)如表1所示，實(shí)驗(yàn)各巖芯的聯(lián)接方式如圖1 所示。

表1 實(shí)驗(yàn)巖芯基本參數(shù)Tab.1 Basic parameters of cores

圖1 多層油藏水驅(qū)油模擬實(shí)驗(yàn)裝置示意圖Fig.1 Schematic diagram of water flooding simulation test device for multi-layer reservoir

2.2 實(shí)驗(yàn)條件

為了模擬實(shí)際油藏原油黏度（0.63～0.67 mPa·s），測(cè)試實(shí)驗(yàn)用模擬白油的黏溫特性，確定實(shí)驗(yàn)條件為常壓、38°C，模擬地層水礦化度為17 500 mg/L。

受控于井口與地層產(chǎn)能匹配關(guān)系，實(shí)際油藏在每次分段測(cè)試和整體測(cè)試時(shí)的生產(chǎn)壓差往往存在明顯差異。為了體現(xiàn)實(shí)驗(yàn)驅(qū)替與實(shí)際油藏生產(chǎn)過(guò)程的一致性，將分注分采及合注合采定壓差驅(qū)替時(shí)的模擬驅(qū)替壓差設(shè)置為1.0，1.5 和2.0 MPa；為了體現(xiàn)現(xiàn)場(chǎng)測(cè)試中出現(xiàn)不同測(cè)試壓差的影響，將分注分采及合注合采定流量驅(qū)替時(shí)的模擬驅(qū)替流量分別設(shè)置為0.5 和2.0 mL/min（低于0.8 倍臨界速度）。

2.3 實(shí)驗(yàn)方法及步驟

實(shí)驗(yàn)過(guò)程中，通過(guò)回壓泵控制各并聯(lián)支路壓力并單獨(dú)計(jì)量各支路巖芯的油、水產(chǎn)出情況，具體實(shí)驗(yàn)步驟如下：

（1）洗油烘干巖芯，測(cè)定氣測(cè)孔隙度及滲透率后抽真空并飽和模擬地層水，在低于0.8 倍臨界速度下測(cè)試巖芯單相水測(cè)滲透率。

（2）對(duì)每塊巖芯逐個(gè)油驅(qū)水建立束縛水飽和度，并盡量控制每次實(shí)驗(yàn)中各巖芯的束縛水飽和度基本接近。

（3）分別采用定壓差或定流量0.5 mL/min 的驅(qū)替方式，對(duì)每塊巖芯逐個(gè)進(jìn)行分注分采模擬并驅(qū)替至單體含水98%停止，確定各巖芯殘余油飽和度和驅(qū)油效率。

（4）重復(fù)第（1）～（2）步，后分別采用與單巖芯分注分采模擬相同的壓差和總流量2.0 mL/min 的驅(qū)替方式，對(duì)組合巖芯進(jìn)行合注合采模擬并驅(qū)替至整體含水98%停止，確定總體驅(qū)油效率和單個(gè)巖芯驅(qū)油效率。

2.4 實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析

定壓差和定流量?jī)煞N驅(qū)替模式下的組合巖芯整體及各支路巖芯單體的驅(qū)替動(dòng)態(tài)實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖2 和圖3 所示。用干擾系數(shù)定義式計(jì)算的不同驅(qū)替條件下的干擾系數(shù)變化曲線如圖4 所示。

圖2 不同驅(qū)替條件下組合巖芯整體累計(jì)產(chǎn)油量動(dòng)態(tài)曲線Fig.2 Dynamic change curve of overall cumulative oil production of combined cores under different displacement conditions

圖3 定流量驅(qū)替時(shí)各支路巖芯日產(chǎn)油量動(dòng)態(tài)變化曲線Fig.3 Dynamic change curve of daily oil production of each core during constant flow displacement

圖4 不同驅(qū)替條件下的干擾系數(shù)變化曲線Fig.4 Change curve of interference coefficient under different displacement conditions

由圖2～圖4 有以下兩點(diǎn)認(rèn)識(shí)：

（1）模擬實(shí)際油藏合層開(kāi)采（壓差相同）的驅(qū)替過(guò)程不存在干擾。定壓差的合注合采與分注分采的驅(qū)替動(dòng)態(tài)和最終驅(qū)替效果一致，各支路巖芯間不存在干擾，與前期層間干擾實(shí)驗(yàn)研究的理論成果存在差異，原因有二：1○在進(jìn)行合注合采模擬時(shí)，不同支路巖芯間互不相通，不存在流體交換或產(chǎn)生干擾的物質(zhì)基礎(chǔ)；2○對(duì)同一支路巖芯而言，分注分采及合注合采時(shí)的兩端驅(qū)替壓差、滲流動(dòng)力與阻力均相同，除非實(shí)驗(yàn)誤差過(guò)大，否則其驅(qū)替動(dòng)態(tài)及驅(qū)替效果理論上不會(huì)存在差異。

（2）模擬實(shí)際油藏分層測(cè)試（流量相同）的驅(qū)替過(guò)程不存在干擾。定流量的合注合采與分注分采的最終驅(qū)替效果一致，僅各支路巖芯的驅(qū)替動(dòng)態(tài)和驅(qū)替效果存在差異，但各支路間并不存在干擾，與前期實(shí)驗(yàn)研究結(jié)果矛盾，不符合干擾系數(shù)的物理意義，原因有：1○與定壓差驅(qū)替時(shí)相同，在進(jìn)行合注合采模擬時(shí)，各支路巖芯間互不相通，不存在流體交換或產(chǎn)生干擾的物質(zhì)基礎(chǔ)；2○合注合采時(shí)，各支路巖芯的注入水量按滲流能力變化自動(dòng)分配，高滲巖芯的產(chǎn)油能力和最終驅(qū)油效率較分注分采時(shí)得到提升，而低滲巖芯的產(chǎn)油能力和最終驅(qū)油效率較分注分采時(shí)受到抑制，但對(duì)組合巖芯整體的水驅(qū)油效率和產(chǎn)油能力影響較弱。

因此，前期定義的層間干擾系數(shù)的物理內(nèi)涵與并聯(lián)驅(qū)替滲流實(shí)驗(yàn)的物理過(guò)程不符。

3 數(shù)值模擬方法剖析層間干擾機(jī)理

針對(duì)前期層間干擾研究存在的不足，采用數(shù)值模擬方法系統(tǒng)研究多層油藏在不同注采方式下的壓力場(chǎng)和滲流場(chǎng)特征，進(jìn)一步剖析層間干擾機(jī)理。

3.1 數(shù)值模擬機(jī)理模型參數(shù)

基于X 油藏儲(chǔ)層和流體物性特征，建立多層油藏“一注一采”水驅(qū)油機(jī)理模型，模型為16×12×50共計(jì)9 600 節(jié)點(diǎn)的正交塊中心網(wǎng)格系統(tǒng)，網(wǎng)格大小為20 m×20 m×3 m，縱向上3 個(gè)油層與模擬小層的對(duì)應(yīng)關(guān)系見(jiàn)表2，模型示意圖見(jiàn)圖5。

圖5 多層油藏“一注一采”水驅(qū)油機(jī)理模型示意圖Fig.5 Schematic diagram of“one injection and one production”water flooding mechanism model in multi-layer reservoir

表2 水驅(qū)油機(jī)理模型網(wǎng)格參數(shù)Tab.2 Grid parameters of water flooding mechanism model

通過(guò)改變第17 和第34 小層的網(wǎng)格屬性模擬實(shí)際油藏的夾層情況。模擬采用的歸一化相滲曲線如圖6 所示?！皩娱g有竄流”和“層間無(wú)竄流”兩種情況的分注分采及合注合采模擬產(chǎn)量均分別設(shè)置為30 和90 m3/d 定液量生產(chǎn)，且均設(shè)置為注采平衡控制。

圖6 用于數(shù)值模擬研究的歸一化相滲曲線Fig.6 Normalized permeability curve for numerical simulation

3.2 流體滲流動(dòng)態(tài)特征分析

圖7 為層間無(wú)竄流時(shí)的儲(chǔ)層流體滲流動(dòng)態(tài)模擬結(jié)果。

圖7 層間無(wú)竄流時(shí)儲(chǔ)層流體滲流動(dòng)態(tài)模擬結(jié)果Fig.7 Dynamic simulation results of reservoir fluid percolation without interlayer channeling flow

層間無(wú)竄流時(shí)儲(chǔ)層流體滲流模擬結(jié)果具有以下特點(diǎn)：（1）分注分采與合注合采的流線均在各自層段內(nèi)平行分布，但兩種注采方式的剩余油分布存在差異。（2）分注分采時(shí)各層段剩余油分布較均勻，但合注合采時(shí)剩余油飽和度分布呈現(xiàn)由上部高滲層向下部低滲層遞增的特征。（3）在油藏不同部位水流通量差異和油水重力分異作用的影響下，各層段從注入端到產(chǎn)出端的剩余油飽和度及各層段產(chǎn)出端從下到上的剩余油飽和度均呈現(xiàn)遞增趨勢(shì)。

圖8 為層間有竄流時(shí)的儲(chǔ)層流體滲流動(dòng)態(tài)模擬結(jié)果，具有以下特點(diǎn)：（1）無(wú)論分注分采哪一層段，流線在所有層段內(nèi)均有分布，且在分采層段內(nèi)分布最密集，離分采層段越遠(yuǎn)，流線分布越稀疏；合注合采時(shí)，流線在油藏的整個(gè)滲流空間中不均勻分布。（2）重力分異和壓力場(chǎng)控制著油藏不同部位注采量的差異分配，以及不同注采方式下的剩余油分布特征：1○分注分采上部高滲層時(shí)，在重力分異和壓力場(chǎng)控制下，中部中滲層及下部低滲層也采出大量原油；2○分注分采中部中滲層時(shí)，下部低滲層也采出大量原油，但上部高滲層卻存在大量未動(dòng)用原油；3○分注分采下部低滲層時(shí)，中部中滲層也采出大量原油，但上部高滲層卻幾乎未動(dòng)用；4○各層段分注分采后的剩余油分布整體上的不均勻性突出，剩余油飽和度分布呈現(xiàn)由分采層段向其他層段遞增的特征；5○合注合采時(shí)，剩余油飽和度分布仍表現(xiàn)為由上部高滲層向下部低滲層遞增的特征。

圖8 層間有竄流時(shí)儲(chǔ)層流體滲流動(dòng)態(tài)模擬結(jié)果Fig.8 Dynamic simulation results of reservoir fluid percolation with interlayer channeling flow

圖9 為無(wú)竄流合注合采時(shí)各層段產(chǎn)量貢獻(xiàn)率及滲流阻力、各層段及整體含水率隨時(shí)間變化的模擬結(jié)果。

圖9 層間無(wú)竄流合注合采生產(chǎn)動(dòng)態(tài)曲線Fig.9 Production dynamic curve of commingled injection and production without interlayer channeling flow

圖10 為層間有竄流合注合采時(shí)各層段產(chǎn)量貢獻(xiàn)率及滲流阻力、各層段及整體含水率隨時(shí)間變化的模擬結(jié)果。

圖10 層間有竄流合注合采生產(chǎn)動(dòng)態(tài)曲線Fig.10 Production dynamic curve of commingled injection and production with interlayer channeling flow

由圖9 可見(jiàn)，注采與滲流動(dòng)態(tài)變化特點(diǎn)均符合常規(guī)的經(jīng)典規(guī)律性認(rèn)識(shí)，各層段見(jiàn)水時(shí)間及不同時(shí)刻的產(chǎn)量貢獻(xiàn)率與地層系數(shù)大小和兩相滲流阻力變化密切相關(guān)：（1）見(jiàn)水時(shí)間具有高滲層＜中滲層＜低滲層的特點(diǎn)。（2）上部高滲層見(jiàn)水前，各層段的產(chǎn)液、產(chǎn)油貢獻(xiàn)率均正比于地層系數(shù)。（3）上部高滲層的原油在該層見(jiàn)水后主體可采油量已被采出，導(dǎo)致同期還未見(jiàn)水的中、低滲層的產(chǎn)油貢獻(xiàn)率快速上升。同理，當(dāng)中部中滲層見(jiàn)水后，下部低滲層逐漸成為油藏產(chǎn)油的絕對(duì)主力貢獻(xiàn)層，此時(shí)油藏整體含水上升速度明顯減緩，僅當(dāng)下部低滲層含水率達(dá)到80%后，油藏整體進(jìn)入特高含水開(kāi)發(fā)階段。（4）在定液量生產(chǎn)的前提下，各層段產(chǎn)液貢獻(xiàn)率因兩相滲流阻力改變而小幅變化，表現(xiàn)為上部高滲層逐漸增大，中、低滲層逐漸降低的動(dòng)態(tài)特征。

由圖10 可見(jiàn)，層間有竄流與層間無(wú)竄流合注合采的模擬結(jié)果差異明顯：（1）見(jiàn)水時(shí)間雖仍滿足高滲層＜中滲層＜低滲層的規(guī)律，但上部高滲層快速推進(jìn)的前沿水在重力分異作用下進(jìn)入中部中滲層，導(dǎo)致中部中滲層見(jiàn)水后含水上升速度快于上部高滲層，且當(dāng)中部中滲層含水率大于60%后出現(xiàn)含水上升速度減緩，而上部高滲層、下部低滲層及油藏整體的含水上升速度卻沒(méi)有表現(xiàn)出減緩的特征；同時(shí)，各層段的見(jiàn)水時(shí)間差異也明顯小于層間無(wú)竄流合注合采的模擬結(jié)果。（2）盡管下部低滲層的產(chǎn)油貢獻(xiàn)率在中、高滲層見(jiàn)水后同樣大幅上升并超過(guò)中、高滲層，但持續(xù)時(shí)間和超過(guò)幅度卻明顯低于層間無(wú)竄流合注合采的模擬結(jié)果。除了這段過(guò)渡期外，上部高滲層的產(chǎn)油貢獻(xiàn)率在其余時(shí)間始終處于主控地位，中部中滲層見(jiàn)水后的產(chǎn)油貢獻(xiàn)率也在較長(zhǎng)時(shí)間保持低水平后逐漸上升并再次超越下部低滲層，即具有較高產(chǎn)液能力的中、高滲層仍是開(kāi)發(fā)后期的主力產(chǎn)油層，若封堵中、高滲層將不利于油藏穩(wěn)產(chǎn)。（3）在定液量生產(chǎn)的前提下，各層段見(jiàn)水前的產(chǎn)液貢獻(xiàn)率表現(xiàn)為“上部高滲層逐漸降低、中部中滲層基本穩(wěn)定、下部低滲層逐漸上升”的變化特征，見(jiàn)水后的產(chǎn)液貢獻(xiàn)率與產(chǎn)油貢獻(xiàn)率的變化規(guī)律相似，油藏整體的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)與層間無(wú)竄流合注合采的模擬結(jié)果差異明顯。

3.3 層間干擾系數(shù)根源剖析

層間有竄流時(shí)，不同注采方式下的層間累計(jì)竄油量模擬結(jié)果如圖11 所示。

由圖11 可見(jiàn)：（1）由于層間無(wú)隔層阻擋，在儲(chǔ)層非均質(zhì)性的影響下，油層滲流阻力的動(dòng)態(tài)變化引起各層段注采量和儲(chǔ)層整體滲流場(chǎng)的動(dòng)態(tài)變化，導(dǎo)致各油層在分注分采時(shí)均有來(lái)自其他層段的原油儲(chǔ)量貢獻(xiàn)，同時(shí)也導(dǎo)致合注合采時(shí)各層段產(chǎn)液貢獻(xiàn)率的變化幅度大于層間無(wú)竄流合注合采的模擬結(jié)果。（2）合注合采時(shí)，當(dāng)下部低滲層見(jiàn)水后，中、低滲層的部分原油在壓差作用下被驅(qū)替至滲流阻力最小的上部高滲層產(chǎn)出。同理，中部中滲層產(chǎn)出的原油中也有來(lái)自下部低滲層的儲(chǔ)量貢獻(xiàn)。（3）在兩相滲流變化過(guò)程中，見(jiàn)水后的中部中滲層滲流阻力短暫增大，導(dǎo)致該層段產(chǎn)油產(chǎn)液貢獻(xiàn)率均下降，同時(shí)由于油藏不同部位的水流通量差異及重力分異作用，注入水在短期內(nèi)大量流入中部中滲層，導(dǎo)致該層含水率迅速上升，甚至出現(xiàn)含水上升速度大于同時(shí)刻上部高滲層的情況。

因此，重力分異作用下的層間竄流與儲(chǔ)層物性非均質(zhì)導(dǎo)致的壓力場(chǎng)和滲流場(chǎng)的非均衡性是多層油藏出現(xiàn)層間干擾的實(shí)質(zhì)，是導(dǎo)致實(shí)際油藏分段測(cè)試結(jié)果與整體測(cè)試結(jié)果存在差異的根本原因。

3.4 討論

基于數(shù)值模擬結(jié)果和前期層間干擾系數(shù)定義式，分析得到不同儲(chǔ)層條件下的干擾系數(shù)動(dòng)態(tài)變化曲線如圖12 所示，有以下兩點(diǎn)認(rèn)識(shí)：（1）層間無(wú)竄流時(shí)，通過(guò)室內(nèi)并聯(lián)驅(qū)替實(shí)驗(yàn)和數(shù)值模擬得到的干擾系數(shù)曲線的變化趨勢(shì)和變化機(jī)理均相同，合注合采時(shí)的層間干擾現(xiàn)象表現(xiàn)為油藏整體及各層段原油儲(chǔ)量在一定開(kāi)發(fā)階段內(nèi)動(dòng)用不均，但儲(chǔ)層整體的最終產(chǎn)油能力卻與分注分采時(shí)相同，不符合干擾系數(shù)的物理內(nèi)涵描述。（2）層間有竄流時(shí)，各層段在分注分采時(shí)均有來(lái)自其他層段的能量和流體貢獻(xiàn)，而儲(chǔ)層整體的最終產(chǎn)油能力并未因采用合注合采而降低，因此，單純基于測(cè)試數(shù)據(jù)和定義式計(jì)算，必定得到數(shù)值持續(xù)為正的干擾系數(shù)，與干擾系數(shù)的物理內(nèi)涵描述矛盾。

圖12 不同儲(chǔ)層條件下的干擾系數(shù)變化曲線Fig.12 Change curve of interference coefficient under different reservoir conditions

因此，前期定義的層間干擾系數(shù)未考慮多層油藏合注合采過(guò)程中滲流場(chǎng)動(dòng)態(tài)變化的影響，其物理內(nèi)涵與實(shí)際注水開(kāi)發(fā)滲流過(guò)程不符，該系數(shù)僅能表征多層油藏的整體產(chǎn)油能力在不同注采方式下的數(shù)值差異，無(wú)法解釋層間干擾現(xiàn)象的實(shí)質(zhì)。

4 考慮層間竄流干擾的多層合采油井產(chǎn)能計(jì)算

對(duì)于層間普遍存在連通的實(shí)際多層油藏，各層段在不同注采方式下的壓力場(chǎng)和滲流場(chǎng)存在差異，導(dǎo)致分段測(cè)試?yán)奂赢a(chǎn)能始終大于整體測(cè)試產(chǎn)能，按定義計(jì)算必定得到數(shù)值為正且時(shí)刻變化的干擾系數(shù)，而油井產(chǎn)能分析需要基于穩(wěn)定滲流條件，因此，通過(guò)引入干擾系數(shù)修正整體測(cè)試產(chǎn)能是不合理的。為了準(zhǔn)確計(jì)算多層合采產(chǎn)能，本文提出一種考慮層間竄流干擾影響的多層合采油井產(chǎn)能計(jì)算新方法。

基于X 油藏儲(chǔ)層和流體物性特征，建立縱向上彼此連通且對(duì)稱分布的3 油層物理模型，開(kāi)發(fā)上、下層段時(shí)的流體滲流模式可簡(jiǎn)化為“半球形流動(dòng)+平面徑向流動(dòng)”，開(kāi)發(fā)中層段時(shí)的流體滲流模式可簡(jiǎn)化為“球形流動(dòng)+平面徑向流動(dòng)”，如圖13 所示。

圖13 各層段滲流物理模型示意圖Fig.13 Schematic diagram of seepage physical model of each layer

根據(jù)等值滲流阻力原理，得到不同流體滲流模式的阻力計(jì)算公式及不同生產(chǎn)方式下的油井產(chǎn)能計(jì)算公式為

式中：RP--平面徑向流阻力，（atm·s）/cm3（1 atm=101.325 kPa）；

μo--地層原油黏度，mPa·s；

Bo--地層原油的體積系數(shù)，無(wú)因次；

--儲(chǔ)層整體平均滲透率，D；

H--儲(chǔ)層整體厚度，cm；

re--供給半徑，cm；

rw--井筒半徑，cm；

s--儲(chǔ)層整體機(jī)械表皮因子，無(wú)因次；

RB--球形流動(dòng)阻力，（atm·s）/cm3；

Ki--各儲(chǔ)層段滲透率，D；

hi--各儲(chǔ)層段厚度，cm；

RBh--半球形流動(dòng)阻力，（atm·s）/cm3；

Q1--分注分采上（下）層段產(chǎn)能，cm3/s；

pe--供給邊界壓力，atm；

pwf--井底流壓，atm；

Q2--分注分采中層段產(chǎn)能，cm3/s；

Q3--合注合采產(chǎn)能，cm3/s。

基于X 油藏基礎(chǔ)資料（表3），利用式（3）～式（8）和前期干擾系數(shù)定義式，得到不同測(cè)試條件下的理論產(chǎn)能和干擾系數(shù)如表4 所示，其中，井筒半徑rw取0.1 m，供給半徑re取500 m，儲(chǔ)層整體機(jī)械表皮因子s取0.4，地層原油黏度μo取0.65 mPa·s，地層原油體積系數(shù)Bo取1.4，各層段滲透率取儲(chǔ)層束縛水條件下的氣相有效滲透率。

表3 油藏X 現(xiàn)場(chǎng)單點(diǎn)測(cè)試產(chǎn)能及干擾系數(shù)Tab.3 Field productivity based on single point test and interference coefficient of reservoir X

表4 不同測(cè)試條件下的理論產(chǎn)能及干擾系數(shù)Tab.4 Theoretical productivity and interference coefficient under different test conditions

由計(jì)算結(jié)果可見(jiàn)：（1）基于實(shí)測(cè)產(chǎn)能和理論產(chǎn)能計(jì)算得到的干擾系數(shù)分別為0.49 和0.52，即實(shí)測(cè)產(chǎn)能與理論計(jì)算產(chǎn)能均表現(xiàn)出層間干擾現(xiàn)象；（2）采用新方法得到的理論合采產(chǎn)能與實(shí)測(cè)合采產(chǎn)能誤差僅5.2%，說(shuō)明通過(guò)該方法能較準(zhǔn)確地分析確定考慮層間竄流干擾影響的合采產(chǎn)能，無(wú)需引入干擾系數(shù)校正。

綜上，考慮層間竄流干擾影響的油井產(chǎn)能計(jì)算新方法更符合油藏實(shí)際情況，為多層油藏合注合采產(chǎn)能預(yù)測(cè)及降低層間矛盾對(duì)實(shí)際生產(chǎn)效果影響的策略制定提供了理論依據(jù)。

5 結(jié)論

（1）重力分異作用下的層間竄流與儲(chǔ)層物性非均質(zhì)導(dǎo)致的壓力場(chǎng)和滲流場(chǎng)的非均衡性是多層油藏出現(xiàn)層間干擾的實(shí)質(zhì)，是導(dǎo)致實(shí)際油藏分段測(cè)試結(jié)果與整體測(cè)試結(jié)果存在差異的根本原因。

（2）前期定義的層間干擾系數(shù)未考慮儲(chǔ)層注采過(guò)程中滲流場(chǎng)動(dòng)態(tài)變化的影響，其物理內(nèi)涵與實(shí)際注水開(kāi)發(fā)滲流過(guò)程不符，該系數(shù)僅能表征多層油藏的整體產(chǎn)油能力在不同注采方式下的數(shù)值差異，不能解釋層間干擾現(xiàn)象的實(shí)質(zhì)，不適合用于多層合采油井產(chǎn)能校正。

（3）基于層間干擾實(shí)質(zhì)研究成果建立的考慮層間竄流干擾影響的合采產(chǎn)能公式更符合油藏實(shí)際情況，能較準(zhǔn)確地分析確定多層合采油井產(chǎn)能。