羅憲波

（中海石油（中國(guó)）有限公司天津分公司，天津 300459）

受各層段儲(chǔ)層巖性、物性以及開采過(guò)程中各層段地層壓力與流體物性差異等的影響[1-3]，對(duì)于縱向上沒(méi)完全隔開的海上強(qiáng)非均質(zhì)性厚油藏而言，在采用大井距和多層合注合采注水開發(fā)方式時(shí)，始終會(huì)存在層與層之間相互制約和干擾的問(wèn)題，不恰當(dāng)?shù)拈_發(fā)模式會(huì)導(dǎo)致各層吸水能力、產(chǎn)出狀況以及水淹程度差異加劇，生產(chǎn)動(dòng)態(tài)上反映出較大的層間矛盾，從而影響各層段和油藏整體的均衡動(dòng)用和油藏最終采收率[4-7]。為了提高各層儲(chǔ)量均衡動(dòng)用程度和油藏整體最終采收率，需要從降低油藏注水開發(fā)層間矛盾角度出發(fā)，把握層間干擾影響主要因素，通過(guò)多層合采層間干擾程度表征和評(píng)價(jià)研究，找出影響層間干擾程度主控因素，為強(qiáng)非均質(zhì)厚油藏開發(fā)技術(shù)策略和措施制定提供依據(jù)。

1 地質(zhì)油藏概況

C油田位于渤海中西部海域，區(qū)域上為依附于石南一號(hào)邊界斷層發(fā)育的復(fù)雜斷塊構(gòu)造，平面劃分6個(gè)含油井區(qū)，含油層系包括新近系明化鎮(zhèn)組、館陶組、古近系東營(yíng)組。儲(chǔ)層物性上明化鎮(zhèn)組、館陶組為高孔高滲，東二下段為中孔中滲，東三段為中低孔中低滲。流體性質(zhì)上明下段為重質(zhì)油，館陶組為中—重質(zhì)油，東二下段、東三段為輕質(zhì)油。油藏類型上發(fā)育構(gòu)造油藏、巖性-構(gòu)造油藏、巖性油藏，以構(gòu)造油藏為主。該油田于2014年10月發(fā)現(xiàn)，主力單元東三段為砂礫巖儲(chǔ)層，經(jīng)油層段測(cè)試，產(chǎn)能高，為構(gòu)造、巖性-構(gòu)造油藏，原油黏度介于0.64～1.95 mPa·s，為輕質(zhì)油，原油性質(zhì)好。

C油田東三段為陡坡帶扇三角洲沉積體，發(fā)育巨厚砂礫巖儲(chǔ)層，非均質(zhì)性強(qiáng)，巖性復(fù)雜，巖性以巨厚砂礫巖、含礫砂巖、細(xì)砂巖等沉積為主，整體儲(chǔ)層及巖性組合橫向變化快，平面、縱向上非均質(zhì)性強(qiáng)，物性差異明顯，具有“厚、雜、強(qiáng)、大”4 項(xiàng)特征。“厚”是指東三段發(fā)育巨厚層砂礫巖沉積，單個(gè)油層厚度超140 m；“雜”是指具有十分復(fù)雜的巖性，井上鉆遇多種類型巖性；“強(qiáng)”是指儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，橫向、縱向儲(chǔ)層物性差異程度較高；“大”是指儲(chǔ)量規(guī)模大?？v向上，含礫使得地層巖性復(fù)雜，非均質(zhì)性強(qiáng)，巖性識(shí)別及參數(shù)評(píng)價(jià)存在不確定性；平面上，兩期扇體疊置導(dǎo)致地震響應(yīng)變化大，儲(chǔ)層橫向預(yù)測(cè)存在困難，巖性及物性差異大，儲(chǔ)層橫縱向非均質(zhì)性強(qiáng)，東三段油藏為渤海首例巨厚砂礫巖油藏注水開發(fā)項(xiàng)目，儲(chǔ)層精細(xì)研究及開發(fā)方式在渤海油田無(wú)類似研究經(jīng)驗(yàn)可借鑒，缺少開發(fā)經(jīng)驗(yàn)。

東三段在采用大井距和多層合注合采注水開發(fā)方式時(shí)，由于縱向上夾層沒(méi)完全隔開，始終存在層間以及厚油層內(nèi)的干擾問(wèn)題，不恰當(dāng)?shù)拈_發(fā)模式會(huì)導(dǎo)致層間、層內(nèi)不同部位吸水能力、出油狀況以及水淹程度不同，生產(chǎn)動(dòng)態(tài)上反映出較大的層間矛盾，從而影響各層段以及層內(nèi)油藏整體的均衡動(dòng)用和油藏最終采收率。為了提高各層及層內(nèi)儲(chǔ)量均衡動(dòng)用程度和油藏最終采收率，結(jié)合國(guó)內(nèi)外類似油藏成功開發(fā)經(jīng)驗(yàn)，需要通過(guò)建立層間干擾表征模型，明確層間和層內(nèi)干擾的實(shí)質(zhì)，形成多層合采產(chǎn)能預(yù)測(cè)方法，分析多層合采產(chǎn)能主控因素，為優(yōu)化論證油藏開發(fā)層系、層內(nèi)分段注采模式和合理井網(wǎng)井距，提升C 油田東三段強(qiáng)非均質(zhì)巨厚油藏注水開發(fā)效果，為東三段巨厚油藏制定合理的開發(fā)策略奠定實(shí)驗(yàn)基礎(chǔ)。

2 干擾系數(shù)

目前，定量表征層間干擾程度的方法是通過(guò)定義層間干擾系數(shù)來(lái)表征多層合采開發(fā)導(dǎo)致油井的產(chǎn)液能力、產(chǎn)油能力和采出程度相較于單注單采時(shí)的降低程度[8-10]，如式（1）—式（3），包括采液指數(shù)干擾系數(shù)式（1）、采油指數(shù)干擾系數(shù)式（2）和采出程度干擾系數(shù)式（3）。其中，采液指數(shù)可替換為日產(chǎn)液量，定義為日產(chǎn)液量干擾系數(shù)；采油指數(shù)可替換為日產(chǎn)油量，定義為日產(chǎn)油量干擾系數(shù)；采出程度可替換為累產(chǎn)油量或累產(chǎn)液量，定義為累產(chǎn)油量或累產(chǎn)液量干擾系數(shù)。

式中：α(t)為采液指數(shù)干擾系數(shù)；β(t)為采油指數(shù)干擾系數(shù)；γ(t)為采出程度干擾系數(shù)；Jdli(t)為第i層單采時(shí)的采液指數(shù)，單位m3/(d·MPa)；Jdoi(t)為第i層單采時(shí)的采油指數(shù)，單位m3/(d·MPa)；Erdi(t)為第i層單采時(shí)的采出程度；Jhli(t)為多層合采時(shí)第i層的采液指數(shù)，單位m3/(d·MPa)；Jhoi(t)為多層合采時(shí)第i層的采油指數(shù)，單位m3/(d·MPa)；Erhi(t)為多層合采時(shí)第i層的采出程度。

3 室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究

層間非均質(zhì)實(shí)驗(yàn)大致可以分為2 大類[11-12]：一類是利用“一維巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)”研究層間非均質(zhì)干擾；另一類是利用“三維大模型驅(qū)替”實(shí)驗(yàn)研究層間非均質(zhì)干擾?；诋?dāng)前幾種典型的干擾系數(shù)定量表征模型，最終確定建立以“單采、合采的采油指數(shù)”作為衡量指標(biāo)和以“單采、合采的采出程度”作為衡量指標(biāo)的2 種層間干擾系數(shù)求取方法，計(jì)算公式如式（2）和式（3）所示。

實(shí)驗(yàn)研究考慮到實(shí)驗(yàn)壓力以及滲透率條件能夠比較準(zhǔn)確模擬，因此，采用了一維巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)裝置進(jìn)行研究，在現(xiàn)有層間非均質(zhì)實(shí)驗(yàn)?zāi)M基礎(chǔ)上，還設(shè)計(jì)了層內(nèi)干擾的實(shí)驗(yàn)。

實(shí)驗(yàn)提取C 油田東三段儲(chǔ)層主體特點(diǎn)，按照相似原理設(shè)計(jì)出多層合采層間與層內(nèi)干擾研究物理模型，并開展多層合采層間干擾實(shí)驗(yàn)研究，以期探索層間干擾的實(shí)質(zhì)，為建立多層合采層間干擾模型，為開展層間與層內(nèi)干擾程度定量表征理論研究提供依據(jù)。

3.1 層間干擾實(shí)驗(yàn)

3.1.1 實(shí)驗(yàn)流程

①巖心氣測(cè)孔隙度及滲透率測(cè)試，巖心抽真空飽和模擬地層水；②裝入驅(qū)替裝置，逐個(gè)測(cè)試單相水液測(cè)滲透率；③逐個(gè)巖心油驅(qū)水，建立束縛水飽和度，采用定流量的驅(qū)替方式，逐個(gè)巖心水驅(qū)油，求取殘余油飽和度；④再次逐個(gè)巖心油驅(qū)水，建立束縛水飽和度，并與初期束縛水飽和度對(duì)比，直至束縛水飽和度與初次測(cè)定束縛水飽和度基本接近進(jìn)行下步實(shí)驗(yàn)；⑤按照儲(chǔ)層基本情況選擇巖心組合，采用定流量的驅(qū)替方式，進(jìn)行并聯(lián)驅(qū)替，驅(qū)替至組合巖心含水至98%，計(jì)算總體驅(qū)油效率和每個(gè)巖心的驅(qū)油效率，與③中每個(gè)巖心驅(qū)油效率比較，得到干擾系數(shù)；⑥若上述第5 步結(jié)束時(shí)，產(chǎn)水基本來(lái)自最高貢獻(xiàn)巖心，關(guān)閉此巖心，繼續(xù)進(jìn)行驅(qū)替，至組合巖心含水至98%，若此時(shí)產(chǎn)水基本來(lái)自最高貢獻(xiàn)巖心，關(guān)閉此巖心，繼續(xù)驅(qū)替，直至最后一個(gè)巖心。

3.1.2 層間干擾實(shí)驗(yàn)方案

采用定流量對(duì)比單采和合采驅(qū)替產(chǎn)出情況，確定干擾系數(shù)[13-16]。實(shí)驗(yàn)單個(gè)巖心驅(qū)替流量為2 mL/min，4 塊巖心并聯(lián)驅(qū)替流量采用8 mL/min，實(shí)驗(yàn)采用的4塊巖心的基本參數(shù)如表1所示。

表1 層間干擾實(shí)驗(yàn)巖心基本參數(shù)Table 1 Basic parameters of cores in interlayer interference experiment

3.2 層內(nèi)干擾實(shí)驗(yàn)

模擬油藏存在層內(nèi)非均質(zhì)情況的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)，以及對(duì)應(yīng)情況下的層內(nèi)干擾情況，以期探索層內(nèi)干擾的實(shí)質(zhì)，以及檢驗(yàn)采用干擾系數(shù)表征干擾效果。

3.2.1 實(shí)驗(yàn)流程

①巖心氣測(cè)孔隙度及滲透率測(cè)試，巖心抽真空飽和模擬地層水；②裝入驅(qū)替裝置，逐個(gè)測(cè)試單相水液測(cè)滲透率；③逐個(gè)巖心油驅(qū)水，建立束縛水飽和度，再以定流量的驅(qū)替方式，逐個(gè)組合巖心水驅(qū)油，求取組合巖心殘余油飽和度；④再次逐個(gè)巖心油驅(qū)水，建立束縛水飽和度，并與初期束縛水飽和度對(duì)比，直至束縛水飽和度與初次測(cè)定束縛水飽和度基本接近進(jìn)行下步實(shí)驗(yàn)；⑤裝入實(shí)驗(yàn)裝置，驅(qū)替至組合巖心含水至98%，計(jì)算總體驅(qū)油效率與③中每個(gè)巖心驅(qū)油效率比較，確定干擾效果影響程度。

3.2.2 層內(nèi)干擾實(shí)驗(yàn)方案

該實(shí)驗(yàn)是為了模擬油藏存在層內(nèi)非均質(zhì)情況的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)，以及對(duì)應(yīng)情況下的干擾情況。實(shí)驗(yàn)采用的6 塊巖心，兩兩組合的模式進(jìn)行實(shí)驗(yàn)，巖心基本情況數(shù)據(jù)如表2所示。3 組串聯(lián)組合（X1 和4-3、X3 和Z3、3-3和Z6）的滲透率分別是（55.69、59.26、58.13）×10-3μm2。

表2 層內(nèi)與層間非均質(zhì)組合干擾實(shí)驗(yàn)巖心基本參數(shù)Table 2 Basic parameters of core in the heterogeneous combination interference experiment within and between layers

4 實(shí)驗(yàn)測(cè)試結(jié)果分析

4.1 層間干擾實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析

模擬單個(gè)巖心單獨(dú)驅(qū)替（單采）流量2 mL/min，并聯(lián)驅(qū)替（合采）在8 mL/min 情況下進(jìn)行單個(gè)巖心驅(qū)替和并聯(lián)驅(qū)替。為了與之前的文獻(xiàn)實(shí)驗(yàn)結(jié)果相對(duì)比[17-26]，采用相同含水率對(duì)應(yīng)情況下的干擾系數(shù)進(jìn)行了處理。當(dāng)高滲巖心含水率達(dá)到98%時(shí)，將其關(guān)閉。此時(shí)并聯(lián)組合巖心含水率為85%，以此為含水率上限，將合采采油指數(shù)與單采采油指數(shù)累加相比，進(jìn)行干擾系數(shù)分析。圖1 為定流量驅(qū)替條件下的單采與合采的實(shí)驗(yàn)結(jié)果的對(duì)比，由實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析可知：

圖1 定流量驅(qū)替條件下單采與合采的實(shí)驗(yàn)結(jié)果對(duì)比Fig.1 Comparison between experimentalresultsofsingleproduction and combined production underconstantflow displacementconditions

1）合采時(shí)主要采油能力主要來(lái)自高滲層，合采時(shí)的高滲層的驅(qū)替動(dòng)力高于單采時(shí)的驅(qū)替動(dòng)力（驅(qū)替壓力梯度），高滲巖心產(chǎn)油能力得到大幅度的提升。

2）定流量驅(qū)替單采和合采時(shí)按照定義式計(jì)算有了干擾系數(shù)，分析其原因是單驅(qū)與合驅(qū)時(shí)各巖心驅(qū)替動(dòng)力（壓力）完全不一樣，此時(shí)各巖心間并沒(méi)有流體的交換。

3）對(duì)比單采和合采采收率（關(guān)閉高滲層后繼續(xù)驅(qū)替）可知：高驅(qū)替壓差（流量），對(duì)低滲巖心可帶來(lái)正面影響，對(duì)高滲巖心卻可能帶來(lái)負(fù)面影響，加速了優(yōu)勢(shì)滲流通道形成。

4）巨厚砂礫巖油藏層間干擾隨著時(shí)間推移，含水上升，干擾系數(shù)逐漸增大，但在高含水期有所下降（圖2）。

圖2 采油指數(shù)干擾系數(shù)隨含水率的變化Fig.2 Variation of production index interference coefficient with water cut

4.2 層內(nèi)干擾實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析

同時(shí)存在壓力干擾與流體交換的干擾模擬實(shí)驗(yàn)，兩巖心串聯(lián)單獨(dú)驅(qū)替（單采），合采時(shí)通過(guò)六通閥將串聯(lián)巖心中部連通，驅(qū)替模式采用定流量模式。分析實(shí)驗(yàn)結(jié)果可知：

1）對(duì)于串并組合驅(qū)替的模式，采油指數(shù)干擾系數(shù)在驅(qū)替的前半部分出現(xiàn)，在早期采油指數(shù)干擾系數(shù)較大，隨著含水率增加采油指數(shù)逐漸變小（圖3—圖6），同時(shí)采油指數(shù)干擾系數(shù)也相應(yīng)的變?。▓D7）。

圖3 巖心X1和巖心4-3串聯(lián)單采采油指數(shù)隨含水率的變化Fig.3 Variation of oil production index with water cut of core X1 and core 4-3 in series single recovery

圖4 巖心X3和巖心Z3串聯(lián)單采采油指數(shù)隨含水率的變化Fig.4 Variation of oil production index with water cut of core X3 and core Z3 in series single recovery

圖5 巖心3-3和巖心Z6串聯(lián)單采采油指數(shù)隨含水率的變化Fig.5 Variation of oil production index with water cut of core 3-3 and core Z6 by series single recovery

圖6 采油指數(shù)隨含水率的變化Fig.6 Variation of oil production index with water cut

圖7 采油指數(shù)干擾系數(shù)隨含水率的變化Fig.7 Variation of production index interference coefficient with water cut

2）串并組合的模式在合采時(shí)必然同時(shí)存在層內(nèi)的壓力干擾與流體竄流，其單采和合采的流動(dòng)路徑、流動(dòng)阻力發(fā)生變化，與前期的理論研究建立的模型滲流過(guò)程完全不一致。雖然由定義計(jì)算依然出現(xiàn)了干擾系數(shù)，但可以看出：干擾系數(shù)只能表征不同驅(qū)替狀態(tài)（流動(dòng)的改變）帶來(lái)的產(chǎn)量變化的影響，不能從本質(zhì)上去描述層內(nèi)干擾與竄流的問(wèn)題。層內(nèi)干擾的實(shí)質(zhì)應(yīng)該是不同儲(chǔ)層滲流阻力變化隨著時(shí)間的變化，導(dǎo)致儲(chǔ)層流量分配的改變，其核心因素還是儲(chǔ)層自身的非均質(zhì)性帶來(lái)的影響，而且是動(dòng)態(tài)變化的；層內(nèi)水竄必然沿著最小滲流阻力的流線發(fā)生，低滲（高滲流阻力）區(qū)域可能完全不能參與流動(dòng)，造成大量剩余油產(chǎn)生，通過(guò)流動(dòng)通道的調(diào)整，才能實(shí)現(xiàn)低滲區(qū)域的有效動(dòng)用，如圖8—圖11所示。

圖8 單采時(shí)各巖心組合出口端的含水率隨時(shí)間的變化Fig.8 Variation of water cut of each core combination with time during single production

圖9 單采時(shí)各巖心組合的含水率隨時(shí)間的變化Fig.9 Variation of water cut of each core combination with time during single production

圖10 合采時(shí)各巖心組合出口端的含水率隨時(shí)間的變化Fig.10 Variation of water cut at the outlet of each core combination during combined production

圖11 合采時(shí)各巖心組合出口端的含水率隨時(shí)間的變化Fig.11 Variation of water cut over time at the outlet of each core combination during combined production

5 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

1）多層合采層間干擾實(shí)驗(yàn)研究表明，合采時(shí)主要采油能力來(lái)自于高滲層，高滲層的驅(qū)替壓力梯度高于單采時(shí)，高滲巖心產(chǎn)油能力得到大幅度的提升，導(dǎo)致層間干擾的原因是單驅(qū)與合驅(qū)時(shí)各巖心驅(qū)替壓力梯度不同，建議以此作為依據(jù)，開展井網(wǎng)重組與調(diào)整，提高油田采收率。

2）層內(nèi)干擾的實(shí)質(zhì)是不同儲(chǔ)層滲流阻力變化隨著時(shí)間的變化，導(dǎo)致儲(chǔ)層流量分配的改變，其核心因素是儲(chǔ)層自身的非均質(zhì)性帶來(lái)的影響。

3）巨厚層砂礫巖油藏，水竄必然沿著最小滲流阻力的流線發(fā)生，低滲（高滲流阻力）區(qū)域可能完全不能參與流動(dòng)，造成大量剩余油產(chǎn)生，通過(guò)流動(dòng)通道的調(diào)整，才能實(shí)現(xiàn)低滲區(qū)域的有效動(dòng)用。