鄧景夫，李云鵬，賈曉飛，張國浩，王公昌

(中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300459)

0 引 言

渤海SZ油田是典型的多層合采油田，發(fā)育三角洲前緣沉積，儲層平均孔隙度為32%，平均滲透率為2 000×10-3μm2，為高孔、高滲儲層。歷經(jīng)20余年注水開發(fā)，含水已接近80%，進入高含水開發(fā)階段。2009年開始實施整體加密調(diào)整，采用“油井排加密油井，水井排加密水井”的調(diào)整模式，井網(wǎng)形式由反九點井網(wǎng)轉(zhuǎn)變?yōu)樾辛凶⒉删W(wǎng)。通過調(diào)整，油田平面矛盾得到大幅改善，但加密后，油田高含水期層間矛盾變得尤為突出，表現(xiàn)為各油層儲量動用程度差異大、各層采出程度差異大、油藏采收率低等特點。原有的層系組合方式已不能適應(yīng)高含水期提高采收率的要求。因此，開展高含水期層系組合優(yōu)化具有重要意義。傳統(tǒng)意義上的開發(fā)層系劃分一般通過沉積特點和滲透率等靜態(tài)因素進行細(xì)分，這在低含水期起到有效作用，但在高含水期，除物性差異外，縱向各層的含水、壓力等動態(tài)因素的差異越來越大，使層系劃分受到的干擾進一步加劇，原有細(xì)分方法適應(yīng)性降低，有必要進行高含水期細(xì)分層系方法研究[1-5]。

1 干擾系數(shù)變化規(guī)律及定量表征

1.1 層間干擾變化規(guī)律

截至目前，SZ油田共10口井進行分層產(chǎn)能測試，統(tǒng)計10口井的含水率與干擾系數(shù)變化規(guī)律(表1)可知，當(dāng)含水小于20%時，干擾系數(shù)隨著含水的上升而減??；當(dāng)含水大于20%時，干擾系數(shù)隨著含水的上升而增加。分析原因為：當(dāng)含水小于20%時，油田開發(fā)為彈性不穩(wěn)定過程，驅(qū)動類型主要為流體和巖石的彈性能釋放，高滲層動用的同時，中、低滲層逐步得到動用，導(dǎo)致層間干擾系數(shù)逐漸變??；當(dāng)含水率大于20%時，油田開發(fā)是注水過程，驅(qū)動類型主要受注入水的驅(qū)動，高滲層水突破后滲流阻力急劇減小，含水急劇上升，中、低滲層動用情況越來越差，層間干擾加劇。層間干擾是一個隨著油田開發(fā)而變化的參數(shù)，在充分考慮引起層間干擾的動靜態(tài)因素的基礎(chǔ)上，將層間干擾系數(shù)的內(nèi)涵加以深化，將其定義為層間動態(tài)干擾。

表1 SZ油田分層產(chǎn)能測試層間干擾系數(shù)統(tǒng)計

1.2 層間干擾定量表征

假設(shè)無限大、水平、均質(zhì)、等厚圓形地層定壓邊界油藏中心一口定向井，各小層的泄油半徑、井筒半徑和表皮系數(shù)均相同，結(jié)合干擾系數(shù)定義，可以推導(dǎo)得到利用合采生產(chǎn)資料動態(tài)反演層間干擾系數(shù)的計算公式[6-7]：

(1)

式中：αo為層間干擾系數(shù)；Q為多層合采時的單井日產(chǎn)油量，m3/d；Rev為定向井泄油半徑，m；Rwe為定向井井筒半徑，m；S為表皮因子；pe為地層壓力，MPa；pw為井底流壓，MPa；Ki為第i層滲透率，μm2；hi為第i層厚度，m；Kroi(fwi)為第i層不同含水率下油相相對滲透率；fwi為第i層含水率；μoi為第i層原油黏度，mPa·s；Boi為第i層原油體積系數(shù)。

由式(1)可知，層間動態(tài)干擾系數(shù)主要受各層滲透率、含水率及壓力的影響，在高含水階段，多層合采砂巖油田除物性差異外，隨著油田開發(fā)的深入，縱向各層的壓力和含水動態(tài)因素差異也越來越大，因此，高含水期細(xì)分層系界限研究應(yīng)綜合考慮滲透率、含水率、壓力的影響[8-12]。

2 高含水期細(xì)分層系技術(shù)界限

由動態(tài)干擾系數(shù)公式可知，干擾系數(shù)影響因素主要是滲透率級差、含水級差、壓力級差。利用數(shù)值模擬方法建立機理模型，研究適合高含水期油田細(xì)分層系的合理界限。機理模型網(wǎng)格數(shù)目為30×18×10，X、Y方向網(wǎng)格大小為50 m，Z方向網(wǎng)格大小為10 m。共設(shè)計28個方案，模擬計算在不同滲透率級差、含水級差、壓力級差下實施細(xì)分層系的采收率。

結(jié)果顯示：采收率隨滲透率級差、含水率級差、壓力級差的減小而增大；滲透率級差小于5.0時，采收率提高幅度增大；含水率級差小于1.7時，采收率提高幅度增加；壓力級差小于1.6時，采收率提高幅度增加，壓力級差的變化對采收率變化影響較小，說明壓力級差的影響作用相對較小。因此，最終確定高含水期油田細(xì)分層系界限：滲透率級差小于5.0，含水級差小于1.7，壓力級差小于1.6[13-16]。

3 應(yīng)用實例

3.1 SZ油田高含水期層系劃分與組合

在高含水期細(xì)分層系技術(shù)界限的基礎(chǔ)上，SZ油田開展了細(xì)分層系先導(dǎo)試驗。試驗區(qū)具有儲層厚度大，縱向?qū)訑?shù)多，物性差異大的特點，綜合含水達到80.00%，采出程度為29.2%，計算合采動態(tài)干擾系數(shù)達到0.51(表2)，層間干擾嚴(yán)重。2009年試驗區(qū)實施一次加密調(diào)整，采用“油井排加密油井，水井排加密水井”的調(diào)整模式，井網(wǎng)形式由反九點井網(wǎng)(井距為350 m)轉(zhuǎn)變?yōu)檎龑π辛凶⒉删W(wǎng)(排距為350 m、井距為175 m)，具備細(xì)分層系的井網(wǎng)條件。通過油水井卡層作業(yè)，可由一套正對行列注采井網(wǎng)抽稀為2套交錯注采井網(wǎng)(排距為350 m、井距為350 m)，形成一套層系為老注新采(老注水井注水、新加密油井采油)，另一套層系為新注老采(新加密注水井注水、老油井采油)，構(gòu)建“平面變流線，縱向分層系”的立體開發(fā)模式(圖1)[17-20]。考慮試驗區(qū)每套層系具有一定的物質(zhì)基礎(chǔ)，同時綜合考慮油水井防砂段設(shè)置，初步確定了2種層系劃分組合方式，其中，細(xì)分方式一：1—4小層為一套開發(fā)層系，5—8小層為一套開發(fā)層系；細(xì)分方式二：1—3小層為一套開發(fā)層系，4—8小層為一套開發(fā)層系。根據(jù)細(xì)分層系技術(shù)界限，對試驗區(qū)2種層系劃分組合方式下油井的滲透率級差、含水級差、壓力級差進行計算分析。由表2可知，與細(xì)分方式一相比，細(xì)分方式二的滲透率級差、含水級差、壓力級差均滿足高含水期油田細(xì)分層系界限，因此，確定試驗區(qū)層系劃分組合方式為1—3小層為一套層系，4—8小層為一套層系。

圖1 細(xì)分層系前(左)和細(xì)分層系后(右)試驗區(qū)井網(wǎng)示意圖

表2 細(xì)分層系先導(dǎo)試驗區(qū)不同層系劃分方式下各參數(shù)統(tǒng)計

3.2 細(xì)分層系實施效果

SZ油田細(xì)分層系試驗自2013年8月實施。實施層系細(xì)分后，層間干擾顯著降低，試驗區(qū)細(xì)分層系后比采油指數(shù)由0.36 m3/(d·MPa·m)提高至0.53 m3/(d·MPa·m)，提高了47%；初期采液強度由6.50 m3/(d·m)提高至8.82 m3/(d·m)，提高1.4倍；采油強度由1.23 m3/(d·m)提高至2.84 m3/(d·m)，提高2.3倍。細(xì)分層系后試驗井組平均日產(chǎn)油由800 m3/d升至1 000 m3/d，含水率由80%降至70%，取得明顯的降水增油效果。

4 結(jié) 論

(1) 運用滲流理論建立了綜合考慮各層滲透率、含水率以及壓力差異的高含水期油藏動態(tài)干擾新理論，得到了儲層縱向物性差異、含水差異和壓力差異與干擾程度的定量關(guān)系。

(2) 建立了綜合考慮動、靜態(tài)因素的高含水期細(xì)分層系技術(shù)界限：滲透率級差小于5.0，含水率級差小于1.7，壓力級差小于1.6，并指導(dǎo)了SZ油田細(xì)分層系礦場先導(dǎo)試驗，取得了良好效果。

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