康博韜，張迎春，姜 彬，陳國(guó)寧，郜益華，李晨曦

(1.海洋石油高效開發(fā)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 100028；2.中海油研究總院，北京 100028)

薄互層砂巖油藏分布范圍廣，儲(chǔ)量占比大，是中國(guó)未來(lái)產(chǎn)量接替的主要組成部分，未來(lái)開發(fā)潛力巨大[1]。從降低開發(fā)成本和提高經(jīng)濟(jì)性的角度出發(fā)，海上薄互層砂巖油藏開發(fā)初期多采用定向井大段合采的方式，且一次井網(wǎng)的注采井距相對(duì)較大(300～500 m)。由于薄互層砂巖油藏的儲(chǔ)層發(fā)育特征不同于常規(guī)多層砂巖油藏，其縱向跨度大，往往發(fā)育多套油組，且同一油組內(nèi)部的小層層數(shù)多、單層有效厚度薄(<5 m)、小層砂體展布范圍有限(<300 m)，小層的物性及流體性質(zhì)差異明顯，整體縱向非均質(zhì)性嚴(yán)重。同時(shí)，由于受到小層砂體展布范圍的影響，在一次井網(wǎng)條件下的各小層的注采連通狀況和水淹程度均存在很大差異，以上諸多影響因素導(dǎo)致小層之間的流動(dòng)能力存在較大差異，進(jìn)而不可避免地導(dǎo)致此類油藏在實(shí)際生產(chǎn)過程中的層間干擾現(xiàn)象非常嚴(yán)重，優(yōu)勢(shì)層位水淹嚴(yán)重，而非優(yōu)勢(shì)層位的儲(chǔ)量基本無(wú)法動(dòng)用，嚴(yán)重影響油田的整體開發(fā)效果[2-6]。因此，準(zhǔn)確認(rèn)識(shí)薄互層砂巖油藏不同開發(fā)階段的層間干擾作用規(guī)律，進(jìn)而合理劃分新油田的開發(fā)層系、優(yōu)化老油田的加密井的射孔方案對(duì)于實(shí)現(xiàn)此類油田的高效開發(fā)和挖潛而言是至關(guān)重要的。

目前針對(duì)層間干擾規(guī)律的研究已有很多[7-17]，一方面，油藏工程方法和物理實(shí)驗(yàn)?zāi)M均以常規(guī)多層砂巖油藏為研究對(duì)象，以油組為研究單元，未細(xì)化至小層，研究尺度過大，同時(shí)，僅僅考慮了層間滲透率差異對(duì)于層間干擾作用規(guī)律的影響，考慮因素并不全面，形成的研究成果并不適用于縱向跨度大、小層層數(shù)多、厚度薄、砂體展布范圍小的海上薄互層砂巖油藏。另一方面，數(shù)值模擬研究又受到資料基礎(chǔ)的限制和目前處理能力的約束，基本無(wú)法精細(xì)刻畫小層的發(fā)育狀況，模擬結(jié)果與現(xiàn)場(chǎng)偏差很大，指導(dǎo)意義有限。整體來(lái)看，目前對(duì)海上薄互層砂巖油藏的層間干擾規(guī)律尚無(wú)準(zhǔn)確的認(rèn)識(shí)，缺乏有效的評(píng)價(jià)方法，油田現(xiàn)場(chǎng)層系劃分及射孔方案優(yōu)化缺乏理論依據(jù)，風(fēng)險(xiǎn)和不確定性大，現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施效果并不理想。

針對(duì)上述問題，在典型海上薄互層砂巖油藏蓬萊19-3油田展開深入的研究工作?；趯娱g干擾作用機(jī)理綜合考慮小層注采連通程度、小層滲透率、有效厚度、流體黏度以及小層水淹程度等關(guān)鍵性因素，通過油藏工程理論建立干擾系數(shù)計(jì)算公式。進(jìn)一步結(jié)合蓬萊19-3油田動(dòng)靜態(tài)資料分析，定量評(píng)價(jià)不同含水階段的層間干擾變化規(guī)律，準(zhǔn)確預(yù)測(cè)合采過程中不同含水階段的產(chǎn)能情況，為此類油藏的開發(fā)層系的合理劃分和射孔方案優(yōu)化提供理論基礎(chǔ)和技術(shù)支持。

1 研究油田的特征

蓬萊19-3油田為在渤南低凸起基底隆起背景上發(fā)育的、受北東和南北向走滑斷層控制的斷裂背斜構(gòu)造，斷裂發(fā)育，平面上劃分為22個(gè)區(qū)塊。含油層段為明下段與館陶組，儲(chǔ)層埋藏深度在900～1 400 m，縱向跨度達(dá)到500 m，縱向上跨度大，劃分13個(gè)油組47個(gè)小層?？v向各層之間的儲(chǔ)層物性、流體性質(zhì)及注采連通狀況差異非常明顯，非均質(zhì)性較為嚴(yán)重。明下段屬于曲流河沉積，儲(chǔ)層平面變化大。館陶組屬于辮狀河三角洲沉積，儲(chǔ)層發(fā)育，主力層厚度大、連續(xù)性好，非主力層層數(shù)多，其中，小于5 m儲(chǔ)層占82%。該油田主體區(qū)目前已經(jīng)進(jìn)入開發(fā)中后期，含水已達(dá)87%，由于前期采用大段合層開采，層間干擾現(xiàn)象非常嚴(yán)重，縱向儲(chǔ)量均衡動(dòng)用程度很差，薄互層采出程度僅為7%，油田的整體開發(fā)效果差。

2 層間干擾規(guī)律

2.1 干擾機(jī)理分析

根據(jù)目前研究認(rèn)識(shí)，由于不同小層的流動(dòng)能力不同，流動(dòng)能力強(qiáng)的優(yōu)勢(shì)層，流動(dòng)阻力小，壓降小，易形成高壓系統(tǒng)[12]，進(jìn)而抑制流動(dòng)能力弱的非優(yōu)勢(shì)層的產(chǎn)液貢獻(xiàn)率和儲(chǔ)量動(dòng)用程度。同時(shí)，由于受到小層之間不同流動(dòng)能力和產(chǎn)液速度的影響，流動(dòng)能力強(qiáng)、產(chǎn)液貢獻(xiàn)大的優(yōu)勢(shì)層位含水上升更快，反之，非優(yōu)勢(shì)層位的含水上升則更慢，含水上升速度的差異又加劇了小層之間的流動(dòng)能力差異，最直觀的表現(xiàn)即為隨著含水上升非優(yōu)勢(shì)層的產(chǎn)量貢獻(xiàn)率及儲(chǔ)量動(dòng)用情況越來(lái)越差，即層間干擾作用越來(lái)越嚴(yán)重。綜合以上分析，層間干擾變化規(guī)律主要受到小層之間的絕對(duì)流動(dòng)能力差異，包括滲透率、有效厚度、流體黏度及注采連通程度和小層之間的相對(duì)流動(dòng)能力差異，包括水淹程度、油水相對(duì)滲流能力、生產(chǎn)壓差兩個(gè)方面的共同影響。目前的傳統(tǒng)研究?jī)H僅考慮絕對(duì)流動(dòng)能力中的滲透率單一因素，而海上薄互層油藏受制于儲(chǔ)層發(fā)育特征和注采井距的共同作用，其小層注采連通程度和小層的油水相對(duì)流動(dòng)能力的差異對(duì)于層間干擾的影響作用更為顯著，因此，傳統(tǒng)方法無(wú)法適用。

為了更加準(zhǔn)確地評(píng)價(jià)海上薄互層砂巖油藏的層間干擾作用規(guī)律，引入小層流動(dòng)能力F的概念定量表征各小層的絕對(duì)流動(dòng)能力，定義如式(1)。該參數(shù)綜合了小層滲透率、有效厚度、流體黏度及注采連通程度等參數(shù)，能夠更加準(zhǔn)確地描述小層間的絕對(duì)流動(dòng)能力大小。

(1)

(2)

式中：Fi為第i小層的流動(dòng)能力；Ki為第i小層的有效滲透率，μm2；Hi為第i小層的有效厚度，m；μi為第i小層的原油黏度，cp；Ti為第i小層的注采連通率；Hiconnected為第i小層與注水井連通的有效厚度，m；Hitotal為第i小層的總有效厚度，m。

研究表明，小層流動(dòng)能力級(jí)差是決定性因素，但級(jí)差項(xiàng)并不能全面地反映小層的縱向非均質(zhì)程度，小層本身絕對(duì)流動(dòng)能力大小對(duì)層間干擾也有明顯的影響。為了更加全面描述小層之間的流動(dòng)能力差異和層間矛盾情況，引入了小層基準(zhǔn)流動(dòng)能力(Fmin)和小層流動(dòng)能力級(jí)差(Fmax/Fmean)兩項(xiàng)共同描述儲(chǔ)層的整體非均質(zhì)狀況[12]。其中，F(xiàn)mean為小層平均絕對(duì)流動(dòng)能力，描述了油藏整體情況；Fmax和Fmin為小層最大和最小絕對(duì)流動(dòng)能力，描述了儲(chǔ)集層整體流動(dòng)能力范圍，即油藏縱向各小層絕對(duì)流動(dòng)能力的大致分布范圍；Fmax/Fmean則描述了儲(chǔ)集層的縱向非均質(zhì)程度，即油藏縱向各小層絕對(duì)流動(dòng)能力的差異程度。

結(jié)合目前認(rèn)識(shí)，干擾系數(shù)α是描述層間干擾嚴(yán)重程度的重要指標(biāo)[12]。其物理意義是指，在某一含水率下，合采實(shí)際產(chǎn)能相比分采總產(chǎn)能所下降的幅度。干擾系數(shù)越大，表示層間干擾程度越嚴(yán)重，即非優(yōu)勢(shì)層位所受到的抑制作用越明顯，合采開發(fā)效果也越差。

(3)

式(3)中:α為干擾系數(shù)；Jdoi為第i層單層產(chǎn)油指數(shù)，m3/(d· MPa)；Jo為合采實(shí)際產(chǎn)油指數(shù)，m3/(d· MPa)。

傳統(tǒng)的定向井產(chǎn)能多采用裘比公式加負(fù)表皮系數(shù)計(jì)算得到，由于對(duì)定向井角度引起的負(fù)表皮系數(shù)的計(jì)算方法不同，其中，Vandervlis法較為常用[18-19]，表達(dá)式為

(4)

式(4)中：Q為合采產(chǎn)量，m3/d；K為有效滲透率，μm2；h為有效厚度，m；pe為供給壓力，MPa；pwf為井底流壓，MPa；Bo為原油體積系數(shù)；μo為原油黏度，mPa·s；rwv為定向井井筒半徑，m；rwe為有效井筒半徑，m；L為定向井等效長(zhǎng)度，m；h為有效厚度，m；θ為井斜角，rad；Rev為供給半徑，m；Sθ為井身結(jié)構(gòu)表皮系數(shù)；Sd為完井表皮系數(shù)。

考慮油相相對(duì)滲透率隨含水率的變化關(guān)系，將式(3)、式(4)聯(lián)立后可得干擾系數(shù)計(jì)算公式[式(5)]，利用式(5)可根據(jù)實(shí)際生產(chǎn)資料求取在產(chǎn)井的干擾系數(shù)變化規(guī)律。

(5)

式(5)中：fw為含水率，%；Kro(fw)為不同含水率下的油相相對(duì)滲透率；n為小層總數(shù)；i為小層序號(hào)；(Kihi)/(μoiBoi)為小層的絕對(duì)流動(dòng)能力(滲透率、有效厚度、流體黏度)；fwi、Kroi和pei-pwfi分別為小層之間相對(duì)流動(dòng)能力(水淹程度、油水相滲、生產(chǎn)壓差)的差異。

2.2 干擾模式劃分

基于蓬萊19-3油田在產(chǎn)井的動(dòng)靜態(tài)資料，利用式(5)計(jì)算各井干擾系數(shù)。分析可知，薄互層砂巖油藏多層合采過程中層間干擾對(duì)油井產(chǎn)能具有明顯的抑制作用，且不同流動(dòng)能力級(jí)差、不同含水階段下層間干擾變化規(guī)律具有明顯的差別。

經(jīng)統(tǒng)計(jì)，蓬萊19-3油田層間干擾作用規(guī)律可劃分為三種典型模式：先慢后快型、穩(wěn)定上升型、先快后慢型。以蓬萊19-3油田3口典型生產(chǎn)井為例(表1)，三種層間干擾變化模式如圖1所示。由圖1可見，小層流動(dòng)能力級(jí)差越大，初期層間干擾作用越嚴(yán)重，且加劇速度越快，對(duì)于開發(fā)效果的影響也越大。

表1 蓬萊19-3油田三口典型井基本信息

圖1 三種典型層間干擾變化模式

2.3 干擾評(píng)價(jià)圖版

選取蓬萊19-3油田具有代表性的30口生產(chǎn)井，利用式(5)計(jì)算各井干擾系數(shù)，去除噪點(diǎn)后通過三次樣條插值進(jìn)行簡(jiǎn)化處理，根據(jù)相關(guān)性分析結(jié)果，分別對(duì)各井不同含水階段的干擾系數(shù)進(jìn)行分段多元擬合，建立薄互層砂巖油藏層間干擾定量評(píng)價(jià)圖版(圖2)。

圖2 蓬萊19-3油田層間干擾定量評(píng)價(jià)圖版

由圖2可知，當(dāng)小層流動(dòng)能力級(jí)差(Fmax/Fmean)在2.0～5.0時(shí)，層間干擾呈先慢后快型，中低含水階段層間干擾程度相對(duì)較弱且變化平緩，進(jìn)入高含水階段后，層間干擾程度加劇，同時(shí)，流動(dòng)能力級(jí)差越大，層間干擾程度上升越快；當(dāng)小層流動(dòng)能力級(jí)差(Fmax/Fmean)在5.0～7.0時(shí)，層間干擾呈穩(wěn)定上升型，干擾程度穩(wěn)步上升，抑制作用持續(xù)增強(qiáng)；當(dāng)小層流動(dòng)能力級(jí)差(Fmax/Fmean)大于7.0時(shí)，層間干擾呈先快后慢型，中低含水階段層間干擾程度快速上升，短期內(nèi)即達(dá)到較高水平，對(duì)油井產(chǎn)能抑制作用較強(qiáng)，進(jìn)入高含水階段后基本保持穩(wěn)定。

綜合以上分析，進(jìn)一步提出現(xiàn)場(chǎng)層系劃分策略，建議2.0

3 合采產(chǎn)能預(yù)測(cè)

3.1 產(chǎn)能預(yù)測(cè)公式

由于受到層間干擾的影響，海上薄互層砂巖油藏定向井合采產(chǎn)能及開發(fā)效果往往不及預(yù)期，傳統(tǒng)方法預(yù)測(cè)精度較低?；谂钊R19-3油田典型井干擾系數(shù)計(jì)算結(jié)果，通過相關(guān)性分析確定干擾系數(shù)與小層流動(dòng)能力級(jí)差、小層基準(zhǔn)流動(dòng)能力以及含水率等變量的相關(guān)關(guān)系，通過多元非線性擬合建立干擾系數(shù)定量預(yù)測(cè)公式[式(6)]，利用式(6)可預(yù)測(cè)目標(biāo)生產(chǎn)井干擾系數(shù)隨含水率的變化規(guī)律。

(6)

式(6)中：κ、λ、ω、γ為模型參數(shù)。利用式(6)擬合不同模式生產(chǎn)井的干擾系數(shù)結(jié)果得到的參數(shù)取值如表2所示。

表2 蓬萊19-3油田干擾系數(shù)公式參數(shù)值

根據(jù)式(3)和式(4)，將小層流動(dòng)能力F和干擾系數(shù)α引入傳統(tǒng)產(chǎn)能公式，建立適用于薄互層砂巖油藏的定向井合采產(chǎn)能預(yù)測(cè)公式[式(7)]。將式(6)、式(7)相結(jié)合可準(zhǔn)確評(píng)價(jià)薄互層油藏定向井合采過程中產(chǎn)能隨含水率的變化情況。

(7)

3.2 應(yīng)用效果驗(yàn)證

以蓬萊19-3油田其他產(chǎn)區(qū)1口典型生產(chǎn)井B-01為例，該井縱向各小層流動(dòng)能力如圖3所示。該井采用全井段籠統(tǒng)注采的方式進(jìn)行生產(chǎn)，小層流動(dòng)能力級(jí)差4.5，投產(chǎn)后實(shí)際產(chǎn)能未達(dá)預(yù)期。按照上述方法重新評(píng)價(jià)該井產(chǎn)能并與實(shí)際生產(chǎn)動(dòng)態(tài)進(jìn)行對(duì)比(圖4)，預(yù)測(cè)精度大幅提高。

圖3 B-01井基本情況

圖4 B-01井產(chǎn)能預(yù)測(cè)結(jié)果對(duì)比

4 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

4.1 開發(fā)層系劃分

對(duì)于新投產(chǎn)區(qū)塊而言，各層水淹程度相對(duì)較弱，劃分開發(fā)層系時(shí)主要考慮各小層的滲透率、有效厚度、流體黏度及注采連通程度的差異[20]。以蓬萊19-3油田新區(qū)開發(fā)井J-01為例(圖5)。由圖5可知，該井區(qū)縱向非均質(zhì)性嚴(yán)重，全井段小層流動(dòng)能力級(jí)差為8.3，建議合理劃分層系開發(fā)。

圖5 J-01井區(qū)基本情況

按照小層流動(dòng)能力差異可劃分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ共3個(gè)等級(jí)，其中Ⅰ類小層(L102小層)流動(dòng)優(yōu)勢(shì)程度明顯高于其他小層，Ⅱ類小層(L50/58/70/72/82/92/100)流動(dòng)能力次之，Ⅲ類小層(L60/62/88/90/94/104/110/112/114)流動(dòng)能力最弱?？紤]經(jīng)濟(jì)性及目前工藝水平，初步制訂4套層系劃分方案：籠統(tǒng)注采、兩套層系(Ⅰ/Ⅱ+Ⅲ)、兩套層系(Ⅰ+Ⅱ/Ⅲ)和三套層系(Ⅰ+Ⅱ+Ⅲ)。利用式(6)、式(7)分別預(yù)測(cè)J-01井區(qū)4種層系劃分方案下不同含水階段的層間干擾及產(chǎn)能變化規(guī)律(圖6)。

圖6 J-01井不同層系劃分方案產(chǎn)能對(duì)比

由圖6對(duì)比可知，劃分層系開發(fā)方案相比籠統(tǒng)注采方案層間干擾作用明顯減弱，產(chǎn)能明顯提高，開發(fā)效果得到大幅改善。整體來(lái)看，方案三和方案四的產(chǎn)能和開發(fā)效果改善程度最佳，同時(shí)考慮經(jīng)濟(jì)效益及實(shí)施難度等問題，建議將方案三作為推薦方案，即劃分兩套層系開發(fā)，Ⅱ/Ⅲ類小層采用定向井合采開發(fā)，Ⅰ類小層(L102小層)單獨(dú)開發(fā)，可在改善開發(fā)效果的同時(shí)最大限度地提高經(jīng)濟(jì)效益。

4.2 加密井射孔優(yōu)化

對(duì)于老區(qū)加密井而言，長(zhǎng)期開采導(dǎo)致各小層已發(fā)生不同程度的水淹，因此，射孔優(yōu)化時(shí)需重點(diǎn)考慮小層水淹程度的差異狀況[20]。以蓬萊19-3油田群主體區(qū)加密井A-31為例(圖7)。由圖7可知，A-31井區(qū)小層流動(dòng)能力接近，流動(dòng)能力系數(shù)級(jí)差2.4，非均質(zhì)性相對(duì)較弱，但各小層水淹程度差異明顯，全井段含水89%。根據(jù)小層水淹程度可將小層劃分為三類，其中，Ⅰ類小層(L82/86/62/74)小層水淹程度高，Ⅱ類小層(L84/72/50)水淹程度中等，Ⅲ類小層(L70/56/58)水淹程度相對(duì)較低?？紤]經(jīng)濟(jì)性及目前工藝水平，初步制訂三套射孔方案，分別為全射孔、避射Ⅰ類水淹層、避射Ⅰ+Ⅱ類水淹層。利用式(6)、式(7)分別預(yù)測(cè)A-31井區(qū)三種射孔方案下不同含水階段的層間干擾及產(chǎn)能變化規(guī)律，并根據(jù)不同射孔方案下的初期含水預(yù)測(cè)結(jié)果對(duì)各個(gè)產(chǎn)能曲線進(jìn)行截?cái)嗵幚?圖8)。

圖7 A-31井區(qū)基本情況

圖8 A-31井不同射孔方案產(chǎn)能對(duì)比

由圖8對(duì)比可知，避射不同程度的水淹層后，全井段含水將出現(xiàn)相應(yīng)的下降，其產(chǎn)能及開發(fā)效果也有明顯差異。方案三避射Ⅰ/Ⅱ類水淹層全井段含水將下降至45%，但因有效厚度降低，導(dǎo)致產(chǎn)能也出現(xiàn)明顯下降，經(jīng)濟(jì)性較差；對(duì)比全射孔方案，方案二的開發(fā)效果和經(jīng)濟(jì)性最優(yōu)，因此，建議避射Ⅰ類水淹層，全井段含水將降至60%，層間干擾作用將大幅減弱，同時(shí)產(chǎn)能提高約40 m3/d，累產(chǎn)油預(yù)計(jì)增加2.5萬(wàn)m3。同時(shí)，待全井段含水上升至89%左右可重新打開Ⅰ類水淹層生產(chǎn)，確保儲(chǔ)量均勻動(dòng)用，從而達(dá)到高效挖潛海上薄互層剩余儲(chǔ)量的目的。

5 結(jié)論

(1)相比常規(guī)多層砂巖油藏，海上薄互層砂巖油藏實(shí)際生產(chǎn)過程中層間干擾影響因素多，變化規(guī)律更為復(fù)雜，小層注采連通程度、滲透率、有效厚度、流體黏度以及水淹程度的差異均會(huì)對(duì)開發(fā)效果產(chǎn)生較大影響，需予以全面考慮。

(2)小層流動(dòng)能力級(jí)差可作為海上薄互層砂巖油藏開發(fā)層系劃分的標(biāo)準(zhǔn)，小層流動(dòng)能力級(jí)差5.0以內(nèi)投產(chǎn)初期可進(jìn)行合采開發(fā)，中高含水期建議進(jìn)行層系調(diào)整，流動(dòng)能力級(jí)差高于5.0的小層建議分層系開發(fā)，以確保油田整體的開發(fā)效果。

(3)研究方法考慮因素全面，預(yù)測(cè)精度高，現(xiàn)場(chǎng)實(shí)用性強(qiáng)，能夠?yàn)楹Ｉ媳』由皫r油藏的層系劃分及后期綜合調(diào)整等工作提供有力的技術(shù)支持，研究思路及工作流程對(duì)其他類型油藏具有指導(dǎo)意義。