郜益華，姜 彬，張迎春，苑志旺，康博韜，段瑞凱，李晨曦，陳國寧

（1.中海油研究總院有限責(zé)任公司，北京 100028；2.中聯(lián)煤層氣有限責(zé)任公司,北京 100026）

渤海A 油田屬于典型的海上多層油藏，開發(fā)初期以一套層系合采為主，自2013年開始進行綜合調(diào)整，逐步形成明化鎮(zhèn)組、館陶組上亞段、館陶組下亞段3套開發(fā)層系。通過多年動態(tài)分析和開發(fā)規(guī)律研究，3 套層系仍無法滿足該油田的高效開發(fā)。2019年開始進行深化治理，通過加密井網(wǎng)進一步開展層系重組。而加密井的產(chǎn)能評價對調(diào)整方案的編制具有重要意義，其評價結(jié)果將直接關(guān)系到調(diào)整方案的經(jīng)濟性［1-2］。

對于海上老油田多層油藏加密井的產(chǎn)能評價目前難度較大，主要原因有2方面：受各層注采井網(wǎng)完善程度、縱向?qū)娱g非均質(zhì)性等因素影響［3-14］，部分射開層對加密井穩(wěn)定產(chǎn)能幾乎沒有貢獻，需要綜合分析各層動態(tài)注采受效情況對加密井產(chǎn)能的影響；同時老油田經(jīng)過多次調(diào)整儲層已發(fā)生不同程度的水淹，投產(chǎn)初期即含水是許多海上老油田加密井的顯著開發(fā)特征，因此需要考慮不同含水率對多層合采井產(chǎn)能的影響［1，11，15］。對于多層合采井部分儲層對產(chǎn)能貢獻低甚至無貢獻的現(xiàn)象，許多學(xué)者采用層間干擾系數(shù)來表征［5-18］，該物理量的引入從理論角度定義了注采井縱向非均質(zhì)性對多層合采井產(chǎn)能的影響。但對于層間干擾系數(shù)的定量表征一直是研究的難點，目前主要包括室內(nèi)物理實驗?zāi)M［6，10］、分采管柱實測［13］、油藏工程方法理論計算［14，18］、實際動態(tài)數(shù)據(jù)反演［6，15-17］4 類方法。其中物理實驗?zāi)M可以得到清晰明確的研究結(jié)果，但是由于考慮因素有限和模擬尺度的影響無法直接應(yīng)用于礦場［6，10］；分采管柱實測層間干擾系數(shù)的方法雖然準(zhǔn)確度較高，但費時費力，同時考慮海上作業(yè)成本和平臺作業(yè)量限制，實際操作成本高［6，13］；基于油藏工程方法理論推導(dǎo)層間干擾系數(shù)，邏輯嚴(yán)謹(jǐn)、易于推廣，但偏于理想［6，14，18］；而利用實際動態(tài)數(shù)據(jù)反演層間干擾系數(shù)無需海上作業(yè)且可靠性較高，但該方法的局限性在于需要大量準(zhǔn)確程度較高的動靜態(tài)資料配合，否則反演得到的結(jié)果可能是影響加密井產(chǎn)能的其他因素而非單一層間干擾因素，實際應(yīng)用難度較大［6，15-17］。而針對不同含水率對加密井產(chǎn)能的影響，馬奎前等總結(jié)了渤海S油田米采油指數(shù)與含水率的關(guān)系，定性地描述了含水率對加密井產(chǎn)能的影響［1］；黃世軍等均引入不同含水階段層間干擾系數(shù)和相對滲透率來定量表征含水率對多層合采井產(chǎn)能的影響［11，15］。

基于老油田動靜態(tài)資料提出一種多層油藏加密井產(chǎn)能評價的新思路和方法。在注采連通率的基礎(chǔ)上引入注采受效率的概念和分析流程，剔除對穩(wěn)定產(chǎn)能無貢獻的注采不受效層，僅研究注采受效層對多層油藏加密井穩(wěn)定產(chǎn)能的影響；同時利用老油田生產(chǎn)數(shù)據(jù)計算動態(tài)相對滲透率和無因次采液指數(shù)，校正含水率對多層合采井產(chǎn)能的影響，以渤海A油田N區(qū)塊的現(xiàn)場應(yīng)用驗證方法的可靠性。

1 多層油藏注采受效分析方法

1.1 注采受效率的定義

對于多層油藏，通常采用注采連通率來表征注水井與采油井的注采連通情況，注采連通率指現(xiàn)有井網(wǎng)條件下與注水井連通的采油井射開有效厚度與采油井射開總有效厚度之比［19-21］。該物理量的局限性在于注重從靜態(tài)上描述注采井之間的連通關(guān)系，對實際開發(fā)中的動態(tài)注采受效情況考慮不足。

針對上述問題，引入注采受效率來表征動態(tài)注采受效情況。注采受效率是指在目前井網(wǎng)條件下與注水井形成有效注采關(guān)系的采油井射開有效厚度占采油井射開總有效厚度的比例。引入注采受效率的目的在于以油井為中心從靜態(tài)和動態(tài)2方面描述老油田加密井的受效情況，更好地表征多層合采條件下動態(tài)注采連通性，從而剔除對穩(wěn)定產(chǎn)能無貢獻的注采不受效層的影響。

1.2 注采受效分析流程

根據(jù)引入的注采受效率定義，綜合測井解釋水淹成果、MDT測壓資料、PLT測試資料以及靜態(tài)地質(zhì)認(rèn)識，建立針對海上老油田多層油藏的注采受效分析流程（圖1）。

圖1 海上老油田多層油藏生產(chǎn)井注采受效分析流程Fig.1 Analysis process of injection-production affection efficiency for producers in multi-layer reservoirs of old offshore oilfields

以待分析生產(chǎn)井過路小層為索引，逐小層分析待分析井注采受效情況。主要流程如下：①根據(jù)待分析井或其近期投產(chǎn)鄰井鉆后測井解釋水淹情況分析注采受效情況。若待分析井測井解釋結(jié)果為小層中已水淹，或者待分析井測井解釋結(jié)果為小層中未水淹但周圍鄰井水淹，且由老井注采流線判斷待分析井位于老井注采流線附近，說明待分析井與注水井連通且受效，則待分析井在該小層射孔后將注采受效，例如情況一；若待分析井及其周圍鄰井均未水淹，則僅利用水淹解釋結(jié)果無法確定是否注采受效。②根據(jù)待分析井MDT 測壓資料顯示的超欠壓情況分析注采受效情況。對于待分析井及其鄰井在該小層均未水淹的情況，若MDT 顯示待分析井在該小層超壓且注采井靜態(tài)連通，說明注水導(dǎo)致超壓，則待分析井在該小層射孔后注采受效，例如情況四；若MDT 顯示待分析井在該小層欠壓或無MDT 測試資料，且注采靜態(tài)不連通或連通性差，說明發(fā)生過短期衰竭開發(fā)造成欠壓，則待分析井在該小層注采不受效，對穩(wěn)定產(chǎn)能基本無貢獻，例如情況五；若待分析井在該小層欠壓或無MDT 測試資料，但靜態(tài)注采連通性好，說明注采不平衡造成欠壓，則待分析井在該小層射孔后注采受效，例如情況六。③根據(jù)PLT資料輔助分析注采受效情況。對于MDT 欠壓且注采受效的情況，例如情況六或情況一中MDT 欠壓時，根據(jù)PLT 測試資料估算井組在該小層內(nèi)的累積注采比，若累積注采比小于1 則注采受效分析結(jié)果合理。④對于水淹解釋成果、MDT 測壓資料、PLT 測試資料與注采受效分析結(jié)果存在相互矛盾的情況，需核實水淹解釋、MDT 測壓數(shù)據(jù)及縱向小層劃分可靠性和局部縱向連通的可能性，根據(jù)核實后的結(jié)果依據(jù)步驟①—③重新分析，例如情況二和三。其中情況二測井解釋水淹但根據(jù)老井注采流線分析未找到來水方向和對應(yīng)注水井，則需核實水淹解釋成果的可靠性、是否存在局部縱向連通或縱向小層劃分可靠性等問題；對于情況三MDT測試超壓而靜態(tài)注采不連通，無注水來源，則需核實MDT 測試結(jié)果的可靠性，是否存在局部縱向連通或縱向小層劃分可靠性等問題。

1.3 注采受效分析實例

為了詳細(xì)闡明注采受效率的分析流程，對圖1中的情況一、四、五、六分別給出了具體的分析實例。

情況一：以B-6 井在L102 層的注采受效情況分析為例（圖2）。測井解釋結(jié)果為B-6井在L102層底部強水淹（圖2a），說明該井在該層存在受效注水井。同時B-6井位于老井B-18和B-19的注采主流線上（圖2b），而連井剖面和厚度分布圖顯示注水井B-18 與B-6 井靜態(tài)連通性好（圖2a 和2b）。而PLT測試結(jié)果表明注水井B-18 在L102 層吸水比例為29%（圖2c），吸水量較高。綜合上述分析，生產(chǎn)井B-6在L102層與注水井B-18注采受效。

圖2 情況一注采受效分析過程Fig.2 Analysis process of injection-production affection in Case1

情況四：以B-7 井在L76 層的注采受效情況分析為例（圖3）。測井解釋結(jié)果為B-7 井在L76 層未水淹（圖3a），僅基于該資料無法判斷注采受效情況。而MDT 測壓資料表明B-7 井在L76 層超壓（圖3c），說明B-7 井與注水井連通，累積注采比大于1造成井點處超壓。同時連井剖面和厚度分布圖顯示注水井B-16 與B-7 井靜態(tài)連通性好（圖3a 和3b），而B-7井位于老井B-16與B-13井注采主流線附近（圖3b）。PLT 測試結(jié)果表明注水井B-16 在L60—L76 層吸水比例為29%，吸水比例高。綜合上述分析，生產(chǎn)井B-7 井在L76 層與注水井B-16 注采受效。

圖3 情況四注采受效分析過程Fig.3 Analysis process of injection-production affection in Case4

情況五：以B-8 井在L90 層的注采受效情況分析為例（圖4）。測井解釋結(jié)果表明B-8 井在L90 層未發(fā)生水淹，僅基于該資料無法判斷注采受效情況。而B-8—B-18—B-17 連井剖面和厚度分布圖顯示B-8井與注水井B-17和B-18靜態(tài)不連通或連通性差（圖4a 和4b）。PLT 測試結(jié)果表明注水井在L90層吸水比例僅為0.8%，吸水比例很低，說明未形成有效注采關(guān)系。綜合上述分析，生產(chǎn)井B-8 在L90層注采不受效。

圖4 情況五注采受效分析過程Fig.4 Analysis process of injection-production affection in Case5

情況六：以B-10 井在L92 層的注采受效情況分析為例（圖5），測井解釋結(jié)果表明B-10 井在L92 層未發(fā)生水淹，僅基于該資料無法判斷注采受效情況。而B-17—B-10—B-15連井剖面和厚度分布圖顯示L92 層發(fā)育3 套砂體，而生產(chǎn)井B-10 與注水井B-17 和B-15 在下部砂體靜態(tài)連通（圖5a 和5b）。而MDT 測壓資料表明B-10 井在L92 層欠壓（圖5c），可能由于注采不平衡造成井點處欠壓，需結(jié)合PLT測試資料驗證。PLT測試結(jié)果表明注水井B-15和B-17 在L92 層吸水比例分別為5%和13%（圖5d），吸水比例偏低，造成B-10 井MDT 測試欠壓。綜合上述分析，生產(chǎn)井B-10 與注水井B-15 和B-17在L92層注采受效。

圖5 情況六注采受效分析過程Fig.5 Analysis process of injection-production affection in Case6

通過上述流程與方法，對渤海A 油田N 區(qū)塊29口采用相同完井方式生產(chǎn)井的注采受效情況進行分析，并根據(jù)定義計算注采受效率。計算結(jié)果（表1）表明，該區(qū)塊注采受效率差異較大，其值為36%～100%，平均注采受效率為73%，因此有必要開展細(xì)分層系加密調(diào)整，提高注采受效率，改善開發(fā)效果。

表1 渤海A油田N區(qū)塊29口生產(chǎn)井注采受效率統(tǒng)計結(jié)果Table1 Statistics of injection-production affection efficiencies of 29 wells in Block N of Bohai A Oilfield

2 基于動態(tài)相對滲透率的產(chǎn)能校正方法

為描述含水率對產(chǎn)能的影響，利用油水相對滲透率計算無因次采液指數(shù)，以表征不同含水率下加密井產(chǎn)能的變化。而一些學(xué)者的研究表明：巖心測試得到的相對滲透率很難反映油田層間和平面非均質(zhì)性對油水流動能力和含水率變化規(guī)律的影響，而利用油田動態(tài)數(shù)據(jù)計算得到的相對滲透率不僅反映了油田巖石和流體的特征，也反映了非均質(zhì)性對油水流動能力的影響［22-24］。因此，利用海上老油田多層油藏動態(tài)數(shù)據(jù)計算動態(tài)相對滲透率和無因次采液指數(shù)，宏觀地表征多層合采開發(fā)模式下縱向注采連通性差異和層間非均質(zhì)性在不同含水率下對油水相對流動能力和加密井產(chǎn)能的影響，從而將不同含水率下的采液指數(shù)校正至無水采油期時的采油指數(shù)。

考慮到廣適水驅(qū)曲線可用于不同含水率階段，且對海上水驅(qū)油藏適用性強［25-26］，基于廣適水驅(qū)曲線計算動態(tài)相對滲透率。利用生產(chǎn)數(shù)據(jù)擬合廣適水驅(qū)曲線，其表達式為［25-26］：

采用（1）式對渤海A 油田N 區(qū)塊實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)進行擬合，由結(jié)果（圖6）可以看出，廣適水驅(qū)曲線模型擬合效果較好，相關(guān)系數(shù)大于0.99，同時含水率整體擬合效果較好。根據(jù)擬合得到的系數(shù)a，q和NR，計算得到水相指數(shù)、油相指數(shù)以及殘余油飽和度下的水相相對滲透率，其表達式分別為［26］：

圖6 渤海A油田N區(qū)塊實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)擬合情況Fig.6 Fitting results of actual production data in Block N of Bohai A Oilfield

根據(jù)（2）—（4）式，得到動態(tài)水相相對滲透率和油相相對滲透率（圖7），其計算式為［26］：

圖7 基于生產(chǎn)數(shù)據(jù)的油水動態(tài)相對滲透率曲線Fig.7 Dynamic relative permeability curves derived from production data

由動態(tài)相對滲透率計算無因次采液指數(shù)和無因次采油指數(shù)（圖8），其表達式分別為：

圖8 基于動態(tài)相對滲透率的無因次采液指數(shù)和無因次采油指數(shù)Fig.8 Dimensionless liquid productivity index and dimensionless oil productivity index derived from dynamic relative permeability

根據(jù)無因次采液指數(shù)定義［26］，可以將任意含水率下采液指數(shù)校正至無水采油期采油指數(shù)，其校正方法為：

應(yīng)用上述方法，選取渤海A 油田N 區(qū)塊相同完井方式下29 口生產(chǎn)井，將其投產(chǎn)1 a 平均采液指數(shù)校正至無水采油期采油指數(shù)作為產(chǎn)能評價圖版的樣本點。

3 加密井產(chǎn)能評價新方法及合理性論證

3.1 新方法的提出

通過注采受效率分析和基于動態(tài)相對滲透率的產(chǎn)能校正研究，可避免定量分析不同含水率下層間干擾對多層合采井產(chǎn)能影響的難題。選擇渤海A油田N 區(qū)塊井底流壓數(shù)據(jù)完整、采用相同完井方式的29 口生產(chǎn)井為樣本點，以生產(chǎn)1 a 的產(chǎn)能作為穩(wěn)定產(chǎn)能，建立校正至無水采油期采油指數(shù)與注采受效層流動系數(shù)的關(guān)系圖版（圖9）。由圖9可以看出，校正至無水采油期采油指數(shù)與注采受效層流動系數(shù)呈較好的線性關(guān)系。

圖9 校正至無水采油期采油指數(shù)與注采受效層流動系數(shù)的關(guān)系圖版Fig.9 Relationship of oil productivity index in no-water-cut stage and flow coefficient of affected layers

基于圖9，形成海上老油田多層油藏加密井產(chǎn)能評價方法。新評價方法的步驟為：①根據(jù)流程圖1 分析加密井注采受效率，計算注采受效層流動系數(shù)。②根據(jù)圖9和注采受效層流動系數(shù)計算加密井無水采油期采油指數(shù)。③根據(jù)圖8計算加密井在不同含水率下的無因次采液指數(shù)。④根據(jù)生產(chǎn)壓差預(yù)測加密井在不同含水率下的產(chǎn)液量和產(chǎn)油量，其表達式如下：

3.2 合理性論證

為驗證新方法的合理性，分別給出實際采液指數(shù)與注采受效層流動系數(shù)關(guān)系圖版、校正至無水采油期采油指數(shù)與射開層總流動系數(shù)圖版（圖10，圖11）。對比圖9 和圖10、圖11 可看出：圖9 的擬合率顯著高于圖10和圖11，表明利用無水采油期采油指數(shù)與注采受效層流動系數(shù)關(guān)系圖版可以得到更加準(zhǔn)確的加密井產(chǎn)能評價結(jié)果。其原因是：通過注采受效率的分析，剔除了對穩(wěn)定產(chǎn)能無貢獻的注采不受效層的影響；同時通過動態(tài)相對滲透率將不同含水率下的采液指數(shù)校正至無水采油期采油指數(shù)，考慮了不同含水率階段多層合采加密井產(chǎn)能的變化。

圖10 實際采液指數(shù)與注采受效層流動系數(shù)關(guān)系圖版Fig.10 Relationship between actual liquid productivity index and flow coefficient of affected layers

圖11 校正至無水采油期采油指數(shù)與射開層總流動系數(shù)圖版Fig.11 Relationship between oil productivity index in no-water-cut stage of oil production and flow coefficient of all perforated layers

同時，由圖9可見，樣本數(shù)據(jù)點仍存在波動而不完全為直線，分析認(rèn)為主要有以下2點原因：①由于海上油田測試成本高，多數(shù)開發(fā)井未進行壓力恢復(fù)試井，圖9 由于資料不足未充分考慮不同加密井表皮系數(shù)差異對產(chǎn)能的影響，僅通過選擇相同完井方式的生產(chǎn)井作為樣本點避免完井方式差異對表皮系數(shù)的影響。②由于井組內(nèi)各生產(chǎn)井縱向合采層位差異大，難以分井組計算動態(tài)相對滲透率，僅采用全油田動態(tài)數(shù)據(jù)計算動態(tài)相對滲透率，未考慮不同位置井組動態(tài)相對滲透率的差異，存在一定誤差。

4 應(yīng)用實例

4.1 加密井產(chǎn)能評價

利用本文方法對渤海A油田N區(qū)塊新投產(chǎn)加密井產(chǎn)能進行評價，計算結(jié)果（表2，圖12）表明，新方法評價得到的產(chǎn)能與實際產(chǎn)能基本相近，整體預(yù)測精度較高，滿足油田現(xiàn)場預(yù)測要求。

表2 加密井產(chǎn)能評價結(jié)果Table2 Evaluation results of infill well productivity

圖12 加密井實際產(chǎn)能與產(chǎn)能評價結(jié)果對比Fig.12 Comparison between actual infill well productivity and evaluation results

4.2 加密井物性下限圖版

基于提出的多層油藏加密井產(chǎn)能分析方法，結(jié)合合理生產(chǎn)壓差研究結(jié)果，得到不同含水率和初期日產(chǎn)油量目標(biāo)下的加密井物性下限篩選圖版（合理生產(chǎn)壓差取值為4 MPa）（圖13）。利用該圖版可以根據(jù)日產(chǎn)油量目標(biāo)和含水率確定加密井流動系數(shù)下限，根據(jù)該物性下限可以指導(dǎo)加密井井位初選。

圖13 不同含水率和日產(chǎn)油量下加密井流動系數(shù)下限圖版Fig.13 Flow coefficient lower-limit of infill wells at different water cuts and daily oil productions

5 結(jié)論

對于海上老油田多層油藏加密井，通常引入層間干擾系數(shù)來對其產(chǎn)能進行評價，但層間干擾系數(shù)的定量表征難度大。基于注采受效率的分析和動態(tài)相對滲透率的應(yīng)用，建立了校正的無水采油期采油指數(shù)與注采受效層流動系數(shù)的關(guān)系圖版，形成了一種多層油藏加密井不同含水率下的產(chǎn)能評價新方法，避免了多層油藏定量表征層間干擾系數(shù)的難題。對渤海A油田N區(qū)塊新投產(chǎn)加密井的產(chǎn)能評價驗證了方法的可靠性，為海上老油田多層油藏提供了一種可操作性強、可靠性高的加密井產(chǎn)能評價方法。在此基礎(chǔ)上形成不同含水率和日產(chǎn)油量目標(biāo)下的加密井流動系數(shù)下限圖版，為該類油藏的加密井井位初選提供依據(jù)。研究思路和方法對其他多層老油田加密井的產(chǎn)能評價和井位初選具有借鑒意義。

符號解釋

a，q——擬合系數(shù)；

Bo——原油體積系數(shù)，m3/m3；

Bw——地層水體積系數(shù)，m3/m3；

fw——含水率，%；

JDL——無因次采液指數(shù)；

JDL（fw）——實際含水率下無因次采液指數(shù)；

JDo——無因次采油指數(shù)；

JL——采液指數(shù)，m3/（d·MPa）；

Jo——采油指數(shù)，m3/（d·MPa）；

Jo（fw=0）——無水采油期采油指數(shù)，m3/（d·MPa）；

Kro——油相相對滲透率，小數(shù)；

Krw——水相相對滲透率，小數(shù)；

no——油相指數(shù)，小數(shù)；

nw——水相指數(shù)，小數(shù)；

Np——累積產(chǎn)油量，104m3；

NR——可動油儲量，104m3；

Δp——設(shè)計生產(chǎn)壓差，MPa；

QL（fw）——實際含水率下日產(chǎn)液量，m3/d；

Qo（fw）——實際含水率下日產(chǎn)油量，m3/d；

Sor——殘余油飽和度，小數(shù)；

Sw——含水飽和度，小數(shù)；

Swi——束縛水飽和度，小數(shù)；

Wp——累積產(chǎn)水量，104m3；

x——某含水率，%；

μo——原油黏度，mPa·s；

μw——地層水黏度，mPa·s。