張慶龍

(中國石油冀東油田分公司，河北 唐山 063004)

0 引言

中國陸相油藏的沉積特點決定了其構(gòu)造的復(fù)雜程度和強非均質(zhì)性特征［1－2］。限于分注等工藝的技術(shù)瓶頸及經(jīng)濟效益等因素，在開發(fā)過程中會將性質(zhì)接近的薄儲層進行層系合并，在大部分多層非均質(zhì)儲層開發(fā)中均應(yīng)用多層合采的開發(fā)方式［3］。對縱向上存在多層非均質(zhì)性的儲層進行多層合采時，由于系統(tǒng)間的滲流阻力差異會使不同滲透率級別的儲層之間發(fā)生竄流現(xiàn)象，從而影響最終的開發(fā)效果［4］。

前人采用數(shù)值模擬、理論推導(dǎo)等方法，基于“干擾系數(shù)”及其衍變參數(shù)開展了多層合采條件下層間非均質(zhì)性對總體產(chǎn)能影響的研究［5－8］。而對多層非均質(zhì)系統(tǒng)內(nèi)，各非均質(zhì)層系間的竄流對主力產(chǎn)層的影響程度及規(guī)律的研究鮮有發(fā)表，同時通過室內(nèi)實驗實現(xiàn)層間竄流效應(yīng)的測量及表征的研究也較為少見。多層非均質(zhì)儲層中的層間竄流主要發(fā)生在近生產(chǎn)井端，而常規(guī)柱塞巖心由于長度有限，無法通過沿程飽和度的動態(tài)變化表現(xiàn)出這種末端的竄流現(xiàn)象［9］。因此，采用3組不同滲透率差別的組合長巖心并聯(lián)，模擬多層非均質(zhì)儲層中的層間竄流現(xiàn)象。

1 阿爾奇方法測量飽和度

1.1 測量原理

地層巖石及流體的導(dǎo)電性能差異很大，儲層多孔介質(zhì)不導(dǎo)電，儲層原油導(dǎo)電能力很弱，電阻率為1.0×1016Ω·m，但地層水的導(dǎo)電能力很強。因此，飽和地層流體的巖石電性的差異對應(yīng)儲層中含水飽和度的差異，通過測量地層巖石的電阻率可間接得到多孔介質(zhì)中的含水飽和度，該方法即阿爾奇方法［10］。

1.2 飽和度計算方法

飽和地層流體巖石的電阻率可采用如下公式來表征:

式中:R為巖石電阻率，Ω·m;r為電阻，Ω;A為巖石截面積，m2;L為巖石長度，m。

巖石電阻率與含水飽和度的關(guān)系可通過阿爾奇公式換算，Rt與Ro成正比［11］，其比例關(guān)系見式(2):

式中:I為電阻率增大系數(shù);Ro為巖石100%飽和地層水的電阻率，Ω·m;Rt為巖石電阻率，Ω·m;Sw為含水飽和度，%;So為含油飽和度，%;b為巖性系數(shù);n為飽和度指數(shù)。其中，n、b僅與多孔介質(zhì)本身屬性相關(guān)，其物理意義為多孔介質(zhì)中油、水分布及含量對儲層電阻率的影響，通過實驗可測定這2個參數(shù)。

2 實驗方法

2.1 實驗材料與條件

實驗油樣采用M油田脫氣原油，實驗前通過抽真空過濾油樣達到抑制有機質(zhì)沉淀。在儲層壓力為24.5 MPa、溫度為98℃條件下，測得原油密度為0.796 6 g/cm3，黏度為4.15 mPa·s。依據(jù)目標區(qū)地層水樣過濾后的分析結(jié)果，復(fù)配獲得實驗用地層水。

實驗采用高、中、低滲3個級別的巖心組合成三管并聯(lián)長巖心，模擬多層非均質(zhì)儲層。實驗用巖心取自M油田，取心的埋深為2 287～3 156 m。并聯(lián)組合長巖心的基本巖心單元組成及其物理性質(zhì)見表1。其中，各組組合長巖心平均滲透率計算公式［12］為:

表1 并聯(lián)組合長巖心基本物理性質(zhì)參數(shù)Table 1 The basic physical properties of the parallelly combined cores

式中:Kc為組合長巖心(串聯(lián))平均滲透率，mD;L為長巖心總長度，m;m為巖心個數(shù)，個;Lj為第j塊巖心長度，cm;Kj為第j塊巖心滲透率，mD。

2.2 實驗裝置及步驟

將巖心采用調(diào)和平均的方法置于巖心夾持器中，以便最大程度減少巖心排列方式對于實驗結(jié)果的影響［13］。實驗裝置主要包括:ISCO泵、恒溫控制箱、不銹鋼高壓長巖心夾持器、回壓閥、電阻率儀。其中，巖心夾持器和電阻測量系統(tǒng)是裝置的核心。實驗步驟主要包括:①測量巖心基本物性參數(shù)，將巖心抽真空后飽和地層水，然后依次放入3個巖心夾持器中，在實驗溫度下恒溫4h;②對3個長巖心管分別開始飽和油、造束縛水，并計算累計產(chǎn)水量及束縛水飽和度，同時，采用阿爾奇法測量各巖心飽和度分布，當同組內(nèi)各巖心含水飽和度相差在3%以內(nèi)，長巖心平均含水飽和度與物質(zhì)平衡法計算值誤差在3%以內(nèi)，則滿足實驗條件;③通過調(diào)整高、中滲長巖心的滲透率，組合不同非均質(zhì)性三管并聯(lián)長巖心，開展多層非均質(zhì)儲層水驅(qū)油實驗，恒速注入，驅(qū)替過程中，記錄見水時間、產(chǎn)油量、產(chǎn)水量和巖樣兩端的驅(qū)替壓差等生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)，當含水率達到98%時，結(jié)束實驗;④利用電阻率儀及 巡檢采集系統(tǒng)記錄實驗過程中各組合長巖心中各巖心單元中部的電阻率，其中，頭尾2塊巖心測點布設(shè)在長巖心的首尾2個端面上。實驗全過程中記錄電阻儀表的讀數(shù)，在見水時間、驅(qū)替壓差突變時間等節(jié)點加密測量飽和度變化。

3 實驗結(jié)果與分析

3.1 標定實驗

實驗采用穩(wěn)態(tài)法測量油水相滲，保持油水總注入速度恒定，改變二者注入速度的比例，當驅(qū)替壓差、兩相注入速度均恒定時，認為巖心中的含水飽和度穩(wěn)定，且多孔介質(zhì)中的油水分布是均勻的，兩相的滲透率為常數(shù)。測量該條件下巖樣的電阻率，同時用稱重法計算巖樣的平均含水飽和度。改變油水注入速度比例，測得不同含水飽和度條件下的電阻率值，建立Sw與I雙對數(shù)曲線(圖1)。

由圖1可知，根據(jù)阿爾奇公式，在雙對數(shù)坐標系中，回歸電阻率增大系數(shù)與含水飽和度呈線性關(guān)系式［14］。對電阻率與含水飽和度進行多段擬合以提高擬合精度，得到阿爾奇公式中的參數(shù)n和b。直線斜率即為飽和度指數(shù)，當巖心的含水飽和度不大于0.917時，直線斜率為2.152;當巖心含水飽和度大于0.917時，直線斜率為11.158。在實驗過程中測得某時間點長巖心上某位置的實時電阻率，即可得到該點對應(yīng)時間的含水飽和度。

圖1 雙對數(shù)坐標下I－Sw曲線Fig.1 The I－Swcurve in double logarithmic coordinate

3.2 多層并行合采方式層間竄流規(guī)律

圖2為非均質(zhì)三管長巖心末端含油飽和度動態(tài)變化情況。當下游產(chǎn)出液含水率為98%時，實驗總注水量為1.21倍孔隙體積。由圖2可知，高滲層的曲線變化規(guī)律為上下波動，這是由于受到了注入水驅(qū)替作用與中、低滲層向高滲層竄流倒灌作用的共同影響。竄流作用的機理:隨驅(qū)替進行，中、低滲層產(chǎn)生大于高滲層的滲流阻力，在巖心末端產(chǎn)生由中、低滲層指向高滲層的附加壓力梯度，導(dǎo)致中、低滲層流體倒灌進入高滲層，此后隨層間壓力梯度逐漸降低，竄流影響逐漸減弱直至消失［15］。

圖2 非均質(zhì)三管長巖心末端含油飽和度動態(tài)變化Fig.2 Dynamic changes of oil saturation at the end of the three long heterogeneous cores

分析高滲層末端含油飽和度變化過程，由圖2可知:高滲層注入孔隙體積倍數(shù)為0.21時，水相突破，末端含油飽和度曲線由平緩下降后變?yōu)榧眲∠陆?注入孔隙體積倍數(shù)為0.26時，高滲層含油飽和度開始回升，同一時間中滲層飽和度曲線突變?yōu)檠杆傧陆?，該時刻為中滲層向高滲層竄流的起始時間;注入孔隙體積倍數(shù)為0.29時，高滲層飽和度曲線由升轉(zhuǎn)降，中滲層曲線由迅速下降變?yōu)槠骄徸兓?、高滲層間竄流結(jié)束;注入孔隙體積倍數(shù)為0.31時，中滲層突破，末端含油飽和度開始進入迅速下降階段;注入孔隙體積倍數(shù)為0.33時，高滲層末端含油飽和度重新回升，對應(yīng)低滲層的末端含油飽和度出現(xiàn)明顯下降，注入孔隙體積倍數(shù)約為0.38時，2種變化趨勢同時停止，低滲層引起的竄流作用結(jié)束;注入孔隙體積倍數(shù)為0.60時，低滲層突破，各層的末端含油飽和度隨含水率升高均緩慢降低，直至平緩。低滲層含油飽和度在整個實驗過程中沒有出現(xiàn)回升，可見，中、低滲層引起的竄流均對與其層間差異更大的高滲層起作用，相比之下，中、低滲層間的竄流影響幾乎可忽略。

多層合采條件下的層間竄流現(xiàn)象，實質(zhì)為不同滲透率儲層的分流量動態(tài)變化引起驅(qū)替壓差的動態(tài)變化，進而又作用于各層的滲流過程引起的吸液量重新分配。以中、高滲層層間竄流為例，基于達西公式分析其主要機理如下:驅(qū)替前期，在初始驅(qū)替壓差下，由于高滲層滲流能力更強，其流量更大，而中滲層的流量相對較小。此時，兩相滲流引起的壓力損耗使中、高滲層壓差同時下降，但高滲層的壓差下降速率大于中滲層，且層內(nèi)壓力傳播速度更快。驅(qū)替壓差變化又反過來作用于其分流量，使高滲層的流量下降速度快于中滲層，當?shù)竭_某臨界點時，二者流量相等，該時間點即中滲層接替高滲層，成為主產(chǎn)層的時間點。此后，中滲層的流量開始高于高滲層，在出口流量中各層分流率發(fā)生較大變化時，中滲層的部分流體從近生產(chǎn)井端竄流進入高滲層，引起末端飽和度的變化。低滲層的竄流機理類似，發(fā)生時機滯后。

對比中、低滲層引起的竄流效果，中滲層的竄流作用早于低滲層，竄流引起的飽和度變化大于低滲層，但低滲層的竄流作用影響時間更長，這是因為低滲層與高滲層之間的壓力梯度更大，強非均質(zhì)條件下低滲層的滲流能力遠低于中、高滲層，因此，需要更長的時間來平衡層間壓差。

3.3 不同非均質(zhì)性層間竄流對比

為表征不同非均質(zhì)性條件下層間竄流程度的大小，引入竄流系數(shù)的概念，其物理意義為中、低滲層第i塊巖心在向高滲層竄流時間段內(nèi)巖心無因次含油飽和度最低值與最高值之差。多層非均質(zhì)儲層中各滲透層的初始含油飽和度不同，即各層層間竄流引起的飽和度變化的基礎(chǔ)值有較大差異。參考竄流現(xiàn)象的機理解釋認為，各層驅(qū)替壓差的動態(tài)變化是竄流現(xiàn)象的根本原因。因此，判定初始含油飽和度對竄流的影響，主要分析其對于驅(qū)替壓差變化的影響。由經(jīng)典滲流理論可知，兩相滲流阻力受油水流量比例的影響，而初始含油飽和度越高，則原油流量占比越高，滲流阻力也越高。各層間最大初始飽和度差異僅為6.65%(表1)，其對滲流阻力的影響較為微小，這種滲流阻力的差異相比于各層由于滲透率級差導(dǎo)致的滲流阻力差異要小得多，因此，認為初始含油飽和度差異不是竄流程度差異的主控因素。為消除初始飽和度差異對竄流程度表征的影響，實現(xiàn)不同層竄流程度的平行對比，引入該層的原始含油飽和度以建立無因次化的竄流系數(shù)表征方法:

式中:αc為層間竄流系數(shù)，%;Sot為竄流結(jié)束時巖心含油飽和度，%;Soc為竄流開始時巖心含油飽和度，%;Soi為巖心初始含油飽和度，%。

以上述巖心組合為基礎(chǔ)方案，計算該組合方案滲透率變異系數(shù)為1.15。通過替換中、高滲層的巖心滲透率模擬更強非均質(zhì)的多層儲層，替換后的高滲組合巖心滲透率為1 235.8 mD，中滲組合巖心滲透率為98.3 mD，該條件下的滲透率變異系數(shù)為2.66?；谛麻L巖心組開展相同的水驅(qū)多層非均質(zhì)儲層實驗，2組實驗中、低滲層引起的竄流程度差異見表2。由表2可知:末端7號巖心的竄流系數(shù)要高于位置更靠前的5、6號巖心，即竄流作用對于越靠近生產(chǎn)井的儲層影響越顯著;中滲層引起的竄流系數(shù)均明顯大于低滲層，即多層非均質(zhì)儲層中，中高滲層間的竄流作用占主導(dǎo)地位。因此，對于近生產(chǎn)井段的開采層系調(diào)整等工作是抑制竄流作用的主要手段，為抑制層間竄流作用實施調(diào)整的層位應(yīng)為中滲儲層。由表2可知:滲透率變異系數(shù)為1.15的組合巖心中，中滲層竄流影響的巖心為6、7號巖心，而變異系數(shù)為2.66的組合巖心中，中滲層竄流影響的巖心為5、6、7號巖心，即儲層非均質(zhì)性越強，中高滲層間竄流作用影響的范圍越大，由近生產(chǎn)井端向遠端擴展;實驗1中末端巖心的竄流系數(shù)為6.22%，實驗2中竄流系數(shù)為8.72%，即非均質(zhì)性越強，竄流作用對飽和度影響越大，開發(fā)效果越差;低滲層影響的高滲層巖心均僅限于儲層末端，且竄流系數(shù)相差不大，因此，儲層非均質(zhì)性對于低滲層竄流作用的影響不大。

表2 不同非均質(zhì)性下各層間竄流程度對比Table 2 Comparison of the interlayer channeling degree among under different heterogeneities

3.4 逐層開啟合采方式效果

根據(jù)層間竄流的產(chǎn)生機理，通過逐層開啟并疊加合采的方式分階段降低層間非均質(zhì)性導(dǎo)致的壓力梯度。實驗設(shè)計開采方式為:初始打開低滲層，低滲層發(fā)生突破后，打開中滲層，待中滲層發(fā)生突破后打開高滲層，生產(chǎn)至極限含水率實驗停止。

表3為并行合采和逐層合采方式下，中、高滲層間竄流系數(shù)及各層采收率與總采收率的對比數(shù)據(jù)。由表3可知，滲透率變異系數(shù)為1.15時，采用逐層啟動合采方式，將中滲層引起的總竄流系數(shù)(中滲層各巖心竄流系數(shù)加和)由9.40%降至2.32%，降低了7.08個百分點，而在滲透率變異系數(shù)為2.66時，竄流系數(shù)降低10.81個百分點。表明逐層開啟合采方式有效降低了層間竄流的影響，且儲層非均質(zhì)性越強，改善效果越明顯。

由表3可知:低滲層的采收率提升幅度最大，且非均質(zhì)性越強，驅(qū)替附加的層間壓力梯度越大，提升效果越明顯，最終總采收率的提升效果越大。因此，對于多層非均質(zhì)性儲層，除了合理劃分開發(fā)層系，其開發(fā)方式的優(yōu)化也能進一步提高采收率。在現(xiàn)場應(yīng)用時，應(yīng)優(yōu)先將具有相近滲透性的儲層進行組合，再根據(jù)滲透率高低對各油組進行排序，先對低滲組進行短期開采，其余各組依據(jù)排序及逐層啟動合采方案跟進，采取補孔等措施，不宜過多對強非均質(zhì)儲層進行籠統(tǒng)合采，進而增加層間竄流作用影響采收率。逐層合采作為針對多層非均質(zhì)儲層設(shè)計的開發(fā)方式能有效減少層間竄流影響，現(xiàn)場應(yīng)用的關(guān)鍵是進一步優(yōu)化逐層開啟的時機。

表3 不同開發(fā)方式下中滲層竄流系數(shù)、各層采收率與總采收率Table 3 Channeling coefficient of medium－permeability layers，oil recovery rate of each layer and total oil recovery rate under different development methods

4 結(jié)論

(1)通過阿爾奇方法測定多層非均質(zhì)長巖心端面含水飽和度，進而確定層間竄流程度，可實現(xiàn)對于層間竄流程度的準確測定與表征，為多層非均質(zhì)儲層層間竄流現(xiàn)象的研究提供了新的實驗方法。

(2)多層非均質(zhì)儲層并行合采時，中、低滲層的流體會通過井筒流向高滲儲層，抑制高滲層產(chǎn)出能力，即竄流現(xiàn)象，導(dǎo)致合采總采收率較低。儲層非均質(zhì)性越強，中、高滲層間竄流現(xiàn)象越嚴重，竄流影響范圍越大，但對低、高滲層間竄流影響不大。

(3)基于多層并行合采導(dǎo)致的層間干擾機理，采用不同滲透層開啟時間進行逐級開啟可有效減弱層間竄流，提升了中、低滲層動用程度，最終采收率較多層并行合采提高了4.12個百分點。合理劃分層系與逐層合采方案相結(jié)合是提高多層非均質(zhì)油藏采收率的關(guān)鍵。