徐慶巖，蔣文文，林 偉，張 磊，魏林果，楊正明

(1.中國石油 勘探開發(fā)研究院，北京 100083； 2.中國專利信息中心，北京 100088； 3.中國石油 渤海鉆探 第三鉆井公司，天津 300280； 4.中國石化 華東分公司采油廠，江蘇 泰州 225300； 5.中國石油 塔里木油田分公司 規(guī)劃計劃處，新疆 庫爾勒 841000； 6.中國石油 勘探開發(fā)研究院 廊坊分院，河北 廊坊 065007)

特低滲透油藏多層合采評價新指標

徐慶巖1，蔣文文2，林 偉3，張 磊4，魏林果5，楊正明6

(1.中國石油 勘探開發(fā)研究院，北京 100083； 2.中國專利信息中心，北京 100088； 3.中國石油 渤海鉆探 第三鉆井公司，天津 300280； 4.中國石化 華東分公司采油廠，江蘇 泰州 225300； 5.中國石油 塔里木油田分公司 規(guī)劃計劃處，新疆 庫爾勒 841000； 6.中國石油 勘探開發(fā)研究院 廊坊分院，河北 廊坊 065007)

針對特低滲透多層油藏的層間非均質(zhì)性和流體的非線性滲流特征，采用天然露頭平板大模型并聯(lián)驅(qū)替的物理模擬方法和非線性滲流數(shù)值模擬軟件，對特低滲透多層油藏合采的開發(fā)效果進行研究。結(jié)果表明，特低滲透油藏多層合采時的總體采出程度與滲透率級差、平均滲透率、開發(fā)層數(shù)和地層油粘度均有關(guān)系。滲透率級差越大，總體采出程度越低，相對高滲層與相對低滲層的采出程度差值越大；平均滲透率越高，總體采出程度越高；開發(fā)層數(shù)越多，地層油粘度越大，多層合采時的開發(fā)效果越差。在此基礎(chǔ)上，提出了“四元綜合影響因子”的概念來評價多層合采的開發(fā)界限。計算分析表明，多層合采的綜合采出程度與四元綜合影響因子呈冪函數(shù)遞減關(guān)系，“四元綜合影響因子”可以作為評價多層油藏開發(fā)效果的重要指標。

四元綜合影響因子；非線性滲流；數(shù)值模擬；物理模擬；多層油藏；特低滲透油藏

特低滲透油藏由于滲透率、巖性、沉積環(huán)境、流體性質(zhì)等因素的差別，油層間存在強烈的非均質(zhì)性[1-4]。各油層在吸水能力、水線推進速度、分層產(chǎn)液能力和層間動用程度等方面的差異，對于多層油藏的開發(fā)效果形成制約和干擾，需要通過合理的層系劃分與組合來改善開發(fā)效果。流體在特低滲透油藏中的滲流規(guī)律明顯區(qū)別于常規(guī)中、高滲透油藏，最本質(zhì)也是最明顯的一點就是其中的流動規(guī)律不再符合經(jīng)典的達西定律，出現(xiàn)了非線性滲流特征[5-7]。前人對于多層油藏合采的滲流特征及規(guī)律的數(shù)值模擬研究都是基于達西滲流規(guī)律[8-10]，普遍沒有考慮特低滲透油藏的非線性滲流特征。為了準確描述特低滲透油藏多層合注合采時的各層水驅(qū)效果差異、流體流動特征及分布規(guī)律，本文以某特低滲透油藏為例，采用大型平板模型并聯(lián)驅(qū)替實驗和自主研發(fā)的非線性滲流數(shù)值模擬軟件來模擬多層合采的滲流特征和開發(fā)規(guī)律，分析不同層間組合方式、滲透率級差、開發(fā)層數(shù)和地層油黏度等因素對驅(qū)替效果的影響，并提出新的層系劃分界限評價參數(shù)。

1 非線性滲流理論

室內(nèi)試驗研究發(fā)現(xiàn)，特低滲透巖心存在非線性滲流特征[5-7]。圖1為典型特低滲透巖心的無因次滲透率(水測滲透率與絕對滲透率的比值)與壓力梯度的關(guān)系曲線。從圖中可以看出，特低滲透巖心水測滲透率隨著壓力梯度的增大而增大。當壓力梯度較小時，在相同壓力梯度下，絕對滲透率越小，無因次滲透率越小，反映出其非線性特征更強，動用難度更大；當壓力梯度較大時，無因次滲透率都接近于1。這是因為當壓力梯度較小時，巖心中只有一部分較大喉道的水可以流動，而大多數(shù)較小喉道的水無法流動；而當壓力梯度增加時，有更多的小喉道參與流動，無因次滲透率相應(yīng)增加；直到壓力梯度增大至所有喉道都參與流動時，無因次滲透率趨于1。

2 多層合采物理模擬

為了研究多層合采時不同儲集層的滲流規(guī)律及流場特征，采用大型平板模型并聯(lián)驅(qū)替實驗進行物理模擬。要開展大型平板模型物理模擬實驗，需經(jīng)過三道工序，包含天然露頭的篩選和評價，平板模型的制作、封裝、抽真空、飽和水，以及流場的測量。為了使取得的特低滲透砂巖天然露頭具有代表性，實驗采用的露頭取自某實際區(qū)塊儲集層的野外天然露頭巖心。通過對天然露頭與實際儲層的孔喉結(jié)構(gòu)、黏土礦物含量分析、非線性滲流規(guī)律相似研究，篩選出能夠反映真實儲層特征的天然露頭巖心模型。篩選完巖心后，從中挑出3種不同滲透率(0.2×10-3，1.2×10-3，5×10-3μm2)的砂巖平板模型各4塊，為了研究方便，將12塊平板均切割成50 cm×50 cm×3 cm的平板模型。

圖1 典型無因次滲透率與壓力梯度關(guān)系Fig.1 Typical curve of dimensionless permeability vs. pressure gradient

2.1 實驗材料制備

大型平板模型的制備、處理和測量主要按以下步驟[11-12]進行。

1) 鉆孔及測點布置

在模型一側(cè)，沿模型對角線在模型的兩角處鉆取深孔模擬注采井(一注一采)，在其他位置鉆取表層淺孔模擬布置壓力測量點；在模型的另一側(cè)鉆取表層淺孔埋入導線作為流場測量點。

2) 模型預(yù)處理

將鉆過孔的平板模型清理干凈，放入恒溫箱中烘干。待平板模型烘干后，將其從恒溫箱中取出，靜置至自然冷卻。在平板模型表面預(yù)留的鉆孔上安置傳感器接頭，用云石膠固定連接，并做好密封處理，以防止在模型封裝時引起鉆孔堵塞。

3) 模型封裝

根據(jù)模型尺寸準備封裝模具，將平板露頭模型居中放置在模具中。采用特制的具有較強的耐溫耐壓性能的封裝材料對平板模型進行整體澆鑄。模型初步成型后，將其放入80 ℃的恒溫箱中靜置至完全固化。此時取出平板模型，待其自然冷卻。

4) 抽真空、飽和水

設(shè)計以下抽真空流程，并形成平面模型抽真空飽和水的實驗裝置。采用多點抽真空及飽和水法，即多點抽真空，保證不同位置真空度都很高，同時設(shè)置真空表觀察真空度變化情況。當達到真空以后，從非抽真空點飽和水，再次觀察真空度變化，當真空度恢復到大氣壓以后，說明所在位置已經(jīng)飽和完全。

5) 流場測量

采用不同離子質(zhì)量濃度的礦化水作為飽和流體和注入流體[13]。在砂巖露頭鉆取標準小巖心作為實驗對比平行樣，烘干抽真空后，每個巖心分別飽和預(yù)先配置的不同礦化度的地層水，然后測定小巖心的電阻率比值和礦化水離子質(zhì)量濃度之間的關(guān)系。在實驗過程中，只要測量出露頭平板模型中某一點的電阻率值，就可以快速方便的計算出流體的置換程度，從而獲得單相滲流時流場分布情況。后面數(shù)據(jù)對比時，將累計注入0.3 PV流體的置換程度近似作為驅(qū)替模型的采出程度。

2.2 實驗裝置及流程

大型露頭平板模型物理模擬的實驗裝置由五部分組成，分別為：注入系統(tǒng)、露頭平板模型、流速測量系統(tǒng)、流場測量系統(tǒng)和壓力場測量系統(tǒng)(圖2)。

1) 露頭平板模型

利用前面所述方法封裝制作特超低滲透砂巖大型露頭平板模型。

2) 注入系統(tǒng)

注入系統(tǒng)由氮氣瓶、中間容器(內(nèi)裝實驗用礦化水)、壓力穩(wěn)定裝置(美國ALICAT公司生產(chǎn)的壓力控制器，能夠提供連續(xù)穩(wěn)定的供給壓力)、壓力傳感器(監(jiān)測供給壓力的大小)組成。

3) 壓力場測量系統(tǒng)

壓力場測量系統(tǒng)包括高精度壓力傳感器、巡檢儀和電子計算機。其中，壓力傳感器通過預(yù)置在內(nèi)部的測壓接頭連接在特超低滲透平板模型上。實驗采用瑞士TRAFAG公司生產(chǎn)的高精度壓力傳感器，測量范圍為0～0.6 MPa。

4) 流場測量系統(tǒng)

流場測量系統(tǒng)是由電阻率探頭、多路數(shù)據(jù)采集器、電阻率測量儀和電子計算機組成的。其中，電阻率測量儀采用的是上海儀器儀表研究所研制的ZL5型智能LCR測量儀，電阻的測量范圍是0.0001～9999 kΩ。

5) 采出液流速測量系統(tǒng)

采出液流速測量儀采用自行研制的高精度微流量計，精度高，讀數(shù)較為精確，克服了天平稱重存在的測量精度差，但具有易受環(huán)境影響、計量不連續(xù)等缺點。

基本實驗步驟如下。

圖2 大型平板模型并聯(lián)合采模擬系統(tǒng)流程Fig.2 System flow of parallel commingled production simulation for large-scale sandstone outcrop slab model

1) 物理模型抽真空飽和

首先對平板模型抽真空，飽和質(zhì)量濃度為20 g/L的礦化水，通過稱重法，得到模型的平均孔隙體積和孔隙度，測量模型平面各測點的初始電阻率值。

2) 流場

在恒定壓差下注入礦化度為100 g/L的礦化水，實時測量注入過程中模型平面各測點的電阻率值，同時測量模型出口的產(chǎn)量，注入1.5 PV后結(jié)束實驗。

3) 數(shù)據(jù)處理

通過各測點的電阻率比值計算流體的置換程度。

2.3 實驗結(jié)果分析

1) 單層單采

應(yīng)用前文所述的露頭平板模型實驗方法與步驟，選取滲透率0.2×10-3μm2(記為第1層)、1.2×10-3μm2(記為第2層)和5×10-3μm2(記為第3層)的三塊模型分別進行驅(qū)替模擬實驗。模擬過程中保持注采壓差為0.5 MPa，計算各模型的采出程度。

2) 兩層合采

選取3種滲透率的模型各2塊兩兩組合進行并聯(lián)驅(qū)替實驗，滲透率組合分別為0.2×10-3μm2與1.2×10-3μm2(第1層+第2層)、1.2×10-3μm2與5×10-3μm2(第2層+第3層)、0.2×10-3μm2與5×10-3μm2(第1層+第3層)。模擬過程中保持注采壓差為0.5 MPa，計算各模型的采出程度。

3) 三層合采

選取3種滲透率的模型各1塊組合進行并聯(lián)驅(qū)替實驗，即滲透率組合為0.2×10-3，1.2×10-3和5×10-3μm2(第1層+第2層+第3層)的合采模擬研究。模擬過程中保持注采壓差為0.5 MPa，計算各模型的采出程度。

由最終匯總結(jié)果(表1)可知，單層單采時，儲層的滲透率越高，采出程度就越高；兩層合采時，總體采出程度與滲透率級差和平均滲透率都有關(guān)系：滲透率級差越大，總體采出程度越低，相對高滲層與相對低滲層的采出程度差值越大，高滲層的采出程度大于單層單采時該層的采出程度，低滲層的采出程度小于單層單采時該層的采出程度；平均滲透率越高，總體采出程度越高。結(jié)合三層合采的開發(fā)指標，我們還可以發(fā)現(xiàn)，層數(shù)對于總體采出程度也有影響，層數(shù)越多，總體采出程度越低，高低滲層的差異更加明顯。

3 多層合采數(shù)值模擬

3.1 分類綜合研究

為了進一步系統(tǒng)研究多油層組合開發(fā)效果的評價指標，利用研制的特低滲透油藏非線性滲流數(shù)值模擬軟件[13-15]，對多油層組合開發(fā)展開數(shù)值模擬研究，研究滲透率級差、平均滲透率、開發(fā)層數(shù)以及地層油黏度等因素對多層油藏水驅(qū)效果的影響。建立一注一采的數(shù)模模型，其中各項參數(shù)如表2所示，下面通過一系列模型進行分類研究。

表1 多層油藏水驅(qū)數(shù)值模擬結(jié)果Table 1 Numerical simulation results of multilayer reservoir water flooding

表2 數(shù)模模型主要參數(shù)Table 2 Key parameters of simulation model

1) 滲透率級差

以表2中的數(shù)據(jù)參數(shù)為基礎(chǔ)，固定第一層的滲透率為1.2×10-3μm2，改變第二層的滲透率分別為1.2×10-3，2.4×10-3，3.6×10-3，4.8×10-3，6×10-3，7.2×10-3，8.4×10-3，9.6 ×10-3，10.8×10-3，12×10-3，18×10-3，24×10-3，36×10-3，48×10-3，60×10-3μm2，即滲透率級差分別為1，2，3，4，5，6，7，8，9，10，15，20，30，40，50，60，依次建立兩層合采模型，統(tǒng)計開發(fā)20年的開發(fā)指標。

圖3是兩層采出程度的差值與滲透率級差的關(guān)系曲線。由圖可知，拐點處對應(yīng)滲透率級差為3～4。當滲透率級差大于4之后，兩層的采出程度有顯著差異，滲透率較低儲層的開發(fā)效果較差，儲量動用程度較低。因此特超低滲透油藏合層開采的合理滲透率級差應(yīng)控制在3～4以下，相對于中、高滲油藏，特低滲透油藏的合理開發(fā)滲透率級差界限更加嚴格。

2) 平均滲透率

固定滲透率級差為4，改變最小滲透率為0.2×10-3，1.2×10-3，2×10-3，5×10-3，10×10-3μm2，研究滲透率級差相同時，平均滲透率的大小對開發(fā)效果的影響。統(tǒng)計開發(fā)20年的采出程度，如表3所示。

3) 開發(fā)層數(shù)

分別建立兩層正韻律模型(0.2×10-3，10×10-3μm2)、三層正韻律模型(0.2×10-3，5×10-3，10×10-3μm2)、四層正韻律模型(0.2×10-3，1.2×10-3，5×10-3，10×10-3μm2)和五層正韻律模型(0.2×10-3，1.2×10-3，5×10-3，7×10-3，10×10-3μm2)。研究滲透率級差相同、平均滲透率接近時，開發(fā)層數(shù)對于多層合采開發(fā)效果的影響。統(tǒng)計開發(fā)20年的總體采出程度，如圖4所示。

圖3 采出程度差值與滲透率級差關(guān)系Fig.3 Recovery factor difference vs. permeability ratio

由圖4可知，開發(fā)層數(shù)越多，多層合采時的開發(fā)效果越差，總體采出程度越低。這是因為開發(fā)層數(shù)越多，縱向相鄰層間的影響越顯著，產(chǎn)生了疊加作用，層間干擾作用加劇，從而導致了開發(fā)效果的變差。

4) 地層油粘度

為了研究地層油粘度對多層合采的影響，建立兩層正韻律模型(上層滲透率為0.2×10-3μm2，下層滲透率為10×10-3μm2)，地層油粘度分別為1.2，2.4，3.6，4.8，6.0，7.2 mPa·s。統(tǒng)計開發(fā)20年的總體采出程度，如圖5所示。

由圖5可知，多層開采時，總體采出程度隨著地層油黏度的增大而減小。地層油黏度越大，層間差異越大，矛盾越明顯，合采時的開發(fā)效果越差。

3.2 四元綜合影響因子

由以上研究可知，滲透率級差(J)、平均滲透率(K)、開發(fā)層數(shù)(N)和地層油粘度(μ)是影響多層油藏合采水驅(qū)油驅(qū)替效果的主要影響因素，為體現(xiàn)多種因素的共同作用，通過以下方法建立四元綜合影響因子。

首先對開發(fā)層數(shù)(N)和平均滲透率(K)的變化進行標準化處理，以消除絕對值大小的影響，具體方法為：

(1)

(2)

(3)

(4)

其次，將4個因素組合生成四元綜合影響因子ξ(無量綱)。

(5)

按照上述方法，可以計算出不同組合條件下的四元綜合影響因子。四元綜合影響因子越大，表明合層開采時的縱向非均質(zhì)性越強，層間矛盾越突出。

由圖6可知，多層合采的綜合采出程度與四元綜合影響因子呈冪函數(shù)遞減關(guān)系。當四元綜合影響因子

大于0.25以后，曲線出現(xiàn)明顯的拐點，綜合采出程度保持在相對較低的水平；四元綜合影響因子小于0.25時，綜合采出程度較高。由此可見，四元綜合影響因子是滲透率級差、平均滲透率、開發(fā)層數(shù)及地層油黏度的綜合表征，該參數(shù)與多層合采時的綜合采出程度有良好的對應(yīng)關(guān)系。多層合采若想取得較好的開發(fā)效果，四元綜合影響因子應(yīng)該小于0.25。若儲層的四元綜合影響因子大于0.25，則應(yīng)分層開采?？梢?，四元綜合影響因子可以作為評價多層合采開發(fā)界限的重要指標。

4 結(jié)論

1) 流體在特低滲透油藏滲流具有非線性滲流特征，需要采用天然露頭平板大模型并聯(lián)驅(qū)替的物理模擬方法和非線性滲流數(shù)值模擬軟件，對特低滲透多層油藏水驅(qū)開發(fā)效果進行模擬。

2) 單層單采時，儲層的滲透率越高，采出程度就越高。兩層合采時，總體采出程度與滲透率級差和平均滲透率都有關(guān)系：滲透率級差越大，總體采出程度越低，相對高滲層與相對低滲層的采出程度差值越大，高滲層的采出程度大于單層單采時該層的采出程度，低滲層的采出程度小于單層單采時該層的采出程度；平均滲透率越高，總體采出程度越高。層數(shù)越多，總體采出程度越低，高低滲層的差異更加明顯。

3) 滲透率級差、平均滲透率、開發(fā)層數(shù)和地層油黏度是影響多層油藏合采水驅(qū)油驅(qū)替效果的主要影響因素，在此基礎(chǔ)上提出的四元綜合影響因子可以作為評價多層合采開發(fā)界限的重要參數(shù)。

表3 不同平均滲透率計算結(jié)果Table 3 Simulation results at different average permeability

圖4 不同開發(fā)層數(shù)計算結(jié)果Fig.4 Simulation results at different producing layers

圖5 不同地層油粘度計算結(jié)果Fig.5 Simulation results at different formation oil viscosity

圖6 綜合采出程度與綜合影響因子關(guān)系Fig.6 Total recovery percent vs. synthetic influence factor 參 考 文 獻

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(編輯 張玉銀)

New evaluation indicators of commingled production for ultra-low permeability reservoirs

Xu Qingyan1,Jiang Wenwen2,Lin Wei3,Zhang Lei4,Wei Linguo5,Yang Zhengming6

(1.ResearchInstituteofPetroleumExploration&Development,PetroChina,Beijing100083,China;2.ChinaPatentInformationCenter,Beijing100088,China;3.No.3DrillingEngineringCompanyofBohaiDrillingCo.Ltd.,PetroChina,Tianjin300280,China;4.EastChinaBranchOilProductionPlantofChinaPetrochemical，SINOPEC,Taizhou,Jiangsu225300,China;5.PlanningCenterofTarimOilfieldCompany,PetroChina,Korla,Xinjiang841000,China;6.LangfangBranchofPetroleumExploration&DevelopmentResearchInstitute,PetroChina,Langfang,Hebei065007,China)

Considering the vertical heterogeneity characteristics of multilayer reservoirs and nonlinear seepage regularity for fluid flowing in the ultra-low permeability reservoirs,natural large-scale outcrop model and nonlinear seepage numerical simulation software were adopted to research the development effect of commingled production for ultra-low permeabi-lity reservoirs.Results show that total recovery percent is influenced by permeability ratio,average permeability,layer number and oil viscosity during commingled production.With the increase of permeability ratio,the total recovery percent decreases and the difference between the higher and the lower permeability layers becomes larger;And the higher the average permeability is,the higher total recovery percent is;the more the layer number is and the higher the oil viscosity is,the poorer the develoipment effect is during commingled production.On this basis,a new parameter called “quad-element synthetic influence factor” is proposed to evaluate the development boundary for the commingled production of multilayer reservoir.Analysis indicates that the total recovery percent is in a power function relationship with this new parameter,which could be used as an important indicator for development effect evaluation of ultra-low permeability multilayer reservoir.

quad-element synthetic influence factor,nonlinear seepage,numerical simulation,physical simulation,multilayer reservoir,ultra-low permeability reservoir

2015-01-05;

2015-08-11。

徐慶巖(1987—)，男，博士、工程師，油氣田開發(fā)。E-mail：xuqingyan007@163.com。

國家油氣重大專項(2011ZX0513-006)。

0253-9985(2015)06-1016-06

10.11743/ogg20150617

TE348

A