康博韜 姜 彬 陳國(guó)寧 李晨曦 郜益華

(中海油研究總院有限責(zé)任公司， 北京 100028)

多層砂巖油藏是我國(guó)陸相沉積盆地的主要油藏或油田。這類(lèi)油藏的原油具有陸相生油的特點(diǎn)，黏度相對(duì)較高，所在儲(chǔ)層的物性與流體性質(zhì)縱向差異比較明顯[1]。同時(shí)，多層砂巖油藏往往存在多套油水系統(tǒng)，大部分具有層狀邊水的特點(diǎn)，但邊水不活躍，能量較弱；部分為底水油藏，水體能量相對(duì)較強(qiáng)[2]。在海上油田開(kāi)發(fā)中，為了降低成本而常采用多層合采方式，其間油水系統(tǒng)、儲(chǔ)層物性及流體性質(zhì)的差異導(dǎo)致層間矛盾突出，嚴(yán)重影響油田的整體開(kāi)發(fā)效果。為了更好地指導(dǎo)此類(lèi)油田的開(kāi)發(fā)，需要進(jìn)一步認(rèn)識(shí)層間干擾規(guī)律，研究合理的定量預(yù)測(cè)和評(píng)價(jià)方法。

目前，針對(duì)層間干擾的研究方法主要分為兩大類(lèi)，物理實(shí)驗(yàn)方法和油藏工程方法。層間干擾機(jī)理復(fù)雜，影響因素較多，而絕大多數(shù)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)僅針對(duì)單一因素展開(kāi)研究，其結(jié)果易產(chǎn)生較大偏差[3 -5]。油藏工程方法主要是在一系列假設(shè)條件下對(duì)實(shí)際儲(chǔ)層進(jìn)行簡(jiǎn)化后建立數(shù)學(xué)模型，其研究結(jié)果對(duì)現(xiàn)場(chǎng)生產(chǎn)的指導(dǎo)意義有限[6-9]。

秦皇島32-6油田是渤海地區(qū)典型的多層砂巖油藏，本次研究將以該油田為例開(kāi)展多層底水油藏層間干擾規(guī)律研究。

1 油田概況

秦皇島32-6油田位于渤海中部海域，主要含油層為明化鎮(zhèn)組下段，為典型的曲流河沉積地層[10]，縱向上共分為28個(gè)小層。其主要含油層劃分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ、Ⅵ油組，油組內(nèi)部?jī)?chǔ)層物性接近，單砂體橫向變化大，不同油組間的滲透率變異系數(shù)為0.7～1.1，非均質(zhì)性較強(qiáng)。同時(shí)，該油田油水關(guān)系復(fù)雜，既有邊水又有底水。其中，明Ⅲ油組為典型的底水油藏，且底水能量較強(qiáng)；其余各層為邊水油藏，但邊水不活躍，能量相對(duì)較弱。不同油組間的流體性質(zhì)差異比較明顯，明 Ⅰ — 明Ⅳ油組原油黏度為260 mPa·s，明 Ⅴ — 明Ⅵ油組原油黏度為78 mPa·s。

秦皇島32-6油田現(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐表明，多層合采過(guò)程中底水油藏和縱向非均質(zhì)程度是影響層間干擾規(guī)律的最主要因素，對(duì)合采井的開(kāi)發(fā)效果起到了決定性的作用。該油田前期采用定向井籠統(tǒng)注采的開(kāi)發(fā)方式。其間，由于受到各層油水關(guān)系差異、滲透率、有效厚度以及流體性質(zhì)差異等方面的影響，層間矛盾非常突出，注水開(kāi)發(fā)收效嚴(yán)重不均，合采生產(chǎn)井產(chǎn)能不高且遞減快，整體儲(chǔ)量動(dòng)用程度低，開(kāi)發(fā)效果不理想。

2 層間干擾規(guī)律分析

2.1 動(dòng)態(tài)反演方法

采油(液)干擾系數(shù)可用于定量評(píng)價(jià)多層合采過(guò)程中不同含水階段的層間干擾對(duì)油井全井段采油(液)能力的影響程度。其物理意義是，多層合采過(guò)程中由于受到層間干擾作用的影響，導(dǎo)致相同含水情況下合采方式比單采方式的油井整體采油(液)能力的降低程度[11-14]。采油(液)干擾系數(shù)的計(jì)算如式(1)(2)所示：

(1)

(2)

式中：αl—— 采液干擾系數(shù)；

αo—— 采油干擾系數(shù)；

Jdoi—— 第i層采油指數(shù)，m3/(d·MPa)；

Jdli—— 第i層采液指數(shù)，m3/(d·MPa)；

Jo—— 合采實(shí)際采油指數(shù)，m3/(d·MPa)；

Jl—— 合采實(shí)際采液指數(shù)，m3/(d·MPa)。

程林松等人將采油(液)干擾系數(shù)和啟動(dòng)壓力梯度引入傳統(tǒng)的定向井產(chǎn)能公式[15，16-19]，進(jìn)而建立了適用于普通稠油油藏的定向井多層合采產(chǎn)能公式，如式(3)(4)所示：

(3)

(4)

式中：Ql—— 合采產(chǎn)液量，m3/d；

Qo—— 合采產(chǎn)油量，m3/d；

Ki—— 第i層滲透率，μm2；

Kroi—— 第i層油相相對(duì)滲透率；

hi—— 第i層儲(chǔ)層厚度，m；

μoi—— 第i層原油黏度，mPa·s；

Δp—— 生產(chǎn)壓差，MPa；

Rev—— 供給半徑，m；

rwe—— 井筒半徑，m；

S—— 表皮系數(shù)；

Gi—— 啟動(dòng)壓力梯度，MPa/m；

Boi—— 原油體積系數(shù)，無(wú)因次。

針對(duì)具體生產(chǎn)井，結(jié)合各層物性及流體信息、生產(chǎn)動(dòng)態(tài)資料及靜壓測(cè)試數(shù)據(jù)，利用式(3)、式(4)可反演求得不同含水階段的層間干擾變化規(guī)律。

2.2 底水油藏影響規(guī)律分析

為了研究油水系統(tǒng)對(duì)層間干擾的影響情況，選擇秦皇島32-6油田生產(chǎn)歷程相似典型井(A05井、A20井和A03井)進(jìn)行分析(見(jiàn)圖1)。

圖1 秦皇島32-6油田3口典型井連井剖面圖

A05井、A20井、A03井均于2001年投產(chǎn)，投產(chǎn)初期發(fā)育底水的Ⅲ油組參與合采的時(shí)間近2 a，后因底水錐進(jìn)、含水快速上升而關(guān)閉Ⅲ油組。

運(yùn)用動(dòng)態(tài)反演法分別計(jì)算這3口井的采油(液)干擾系數(shù)，數(shù)據(jù)對(duì)比如圖2所示。

圖2 3口井關(guān)閉底水油藏前后采油干擾系數(shù)變化

當(dāng)Ⅲ油組參與合采時(shí)，含水上升速度非?？欤a(chǎn)時(shí)間不到2 a即進(jìn)入高含水期。同時(shí)，采油干擾系數(shù)短期內(nèi)即達(dá)到一個(gè)非常高的水平，說(shuō)明層間干擾現(xiàn)象嚴(yán)重抑制了油井的產(chǎn)油能力。

關(guān)閉Ⅲ油組后，油井含水立即大幅下降，含水上升速度及采油干擾系數(shù)的變化相對(duì)平緩，在生產(chǎn)時(shí)間近10 a時(shí)才達(dá)到之前的水平。這一現(xiàn)象說(shuō)明，在Ⅲ油組參與合采生產(chǎn)時(shí)，生產(chǎn)井含水率上升速度與層間干擾程度均由Ⅲ油組主控，而其他油組基本沒(méi)有參與生產(chǎn)，整體動(dòng)用程度很差。

究其原因，主要是由于底水油藏天然能量相對(duì)較強(qiáng)，各層壓力系統(tǒng)的差異加快了底水錐進(jìn)的速度，導(dǎo)致含水快速上升，層間矛盾加劇。由此可見(jiàn)，底水油藏對(duì)層間干擾有很大影響。因此，建議對(duì)于多層邊水油藏，可采用定向井合注合采方式；而對(duì)于具有一定儲(chǔ)量規(guī)模的底水油藏，應(yīng)采用水平井單獨(dú)開(kāi)采方式，以抑制含水率的上升，減弱層間矛盾，改善儲(chǔ)層的整體動(dòng)用程度。

2.3 縱向非均質(zhì)性影響規(guī)律分析

儲(chǔ)層縱向非均質(zhì)程度是影響層間干擾現(xiàn)象的主要因素，縱向各層之間滲透率、有效厚度及流體黏度差異的共同作用造成了油水流動(dòng)能力的差異。為了更加全面地分析層間干擾作用規(guī)律，將流動(dòng)系數(shù)級(jí)差(R)作為衡量層間縱向非均質(zhì)嚴(yán)重程度的主要指標(biāo)，對(duì)縱向各層之間的滲透率、有效厚度及流體黏度的差異所帶來(lái)的影響進(jìn)行綜合考慮。R的表達(dá)式為：

(5)

式中：R—— 流動(dòng)系數(shù)級(jí)差；

Mmax、Mmin—— 全井段各油組最大、最小流動(dòng)系數(shù)。

選擇秦皇島32-6油田10口流動(dòng)能力級(jí)差各不相同的典型井進(jìn)行分析，基本信息如表1所示。通過(guò)動(dòng)態(tài)反演法分別計(jì)算各井關(guān)閉底水油藏之后的采油(液)干擾系數(shù)，觀察其隨含水率的變化(見(jiàn)圖3、圖4)。

表1 秦皇島32-6油田10口典型井流動(dòng)系數(shù)級(jí)差

圖3 不同含水階段采油干擾系數(shù)變化規(guī)律

圖4 不同含水階段采液干擾系數(shù)變化規(guī)律

各井采油干擾系數(shù)隨全井段含水率變化的情況不同，層間干擾對(duì)各井采油能力始終表現(xiàn)為抑制作用，且抑制作用隨著含水上升而逐漸增強(qiáng)。同時(shí)，流動(dòng)系數(shù)級(jí)差越大，抑制作用越強(qiáng)。對(duì)于流動(dòng)系數(shù)級(jí)差大于10的油層，干擾程度始終保持在一個(gè)較高水平。因此，在具有一定儲(chǔ)量規(guī)模的情況下，此類(lèi)油層不適合劃分為同一層系進(jìn)行合采。對(duì)于流動(dòng)系數(shù)級(jí)差小于10的油層，合采初期層間干擾程度相對(duì)較弱，對(duì)采油能力不會(huì)造成太大影響；但當(dāng)全井段含水率上升至70%以后，抑制作用明顯增強(qiáng)。建議考慮層系調(diào)整或重組，以改善非主力層位儲(chǔ)量動(dòng)用程度。

各井采液干擾系數(shù)隨全井段含水率變化的情況不同，含水初期油井采液能力受到層間干擾的抑制作用，隨含水上升抑制作用逐漸減弱。流動(dòng)系數(shù)級(jí)差越大，含水初期層間干擾對(duì)油井采液能力的抑制作用越強(qiáng)。對(duì)于流動(dòng)系數(shù)級(jí)差小于10的油層，含水率上升至一定階段后，層間干擾對(duì)油井采液能力的影響作用會(huì)出現(xiàn)反轉(zhuǎn)，由抑制采液轉(zhuǎn)變?yōu)榇龠M(jìn)采液；同時(shí)，流動(dòng)系數(shù)級(jí)差越大，不同含水階段層間干擾對(duì)油井采液能力的影響也越大。對(duì)于普通稠油油藏而言，合采層段的儲(chǔ)層物性與流體性質(zhì)差異越大，高含水階段通過(guò)提液來(lái)改善差儲(chǔ)層動(dòng)用程度的效果會(huì)越不理想。

3 層間干擾定量預(yù)測(cè)

(6)

流動(dòng)系數(shù)級(jí)差是決定性因素，但級(jí)差項(xiàng)并不能全面地反映多層油藏縱向非均質(zhì)程度，好、中、差小層自身絕對(duì)流動(dòng)能力對(duì)層間干擾也有明顯的影響。因此，同時(shí)采用流動(dòng)系數(shù)級(jí)差、基準(zhǔn)流動(dòng)系數(shù)、流動(dòng)偏差系數(shù)這3個(gè)參數(shù)，可以共同描述儲(chǔ)層的整體非均質(zhì)狀況?；鶞?zhǔn)項(xiàng)與級(jí)差項(xiàng)共同描述儲(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；級(jí)差項(xiàng)與偏差項(xiàng)共同描述儲(chǔ)集層的縱向非均質(zhì)程度，即油藏縱向各小層相對(duì)流動(dòng)能力的差異程度。其中，級(jí)差項(xiàng)反映了好、差儲(chǔ)層之間的相互干擾，偏差項(xiàng)則考慮了中間儲(chǔ)層的影響。

采用相關(guān)性分析及多元非線(xiàn)性擬合方法，建立適用于多層普通稠油油藏的干擾系數(shù)計(jì)算公式：

(7)

(8)

式中：fw—— 含水率，%；

R—— 流動(dòng)系數(shù)級(jí)差；

Mbase—— 基準(zhǔn)流動(dòng)系數(shù)，(μm2·m)/(mPa·s)；

D—— 流動(dòng)偏差系數(shù)；

λ、ω、γ、μ—— 常參數(shù)，數(shù)值見(jiàn)表2。

表2 公式中各常參數(shù)取值

表2中各參數(shù)的值，是通過(guò)秦皇島32-6油田56口典型生產(chǎn)井實(shí)際動(dòng)靜態(tài)數(shù)據(jù)擬合而得。該油田為渤海地區(qū)典型的多層砂巖油藏，參數(shù)值可用于渤海地區(qū)多層常規(guī)砂巖油藏合采過(guò)程中的層間干擾規(guī)律預(yù)測(cè)工作。

4 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用分析

將前面所觀察的規(guī)律應(yīng)用于SZ36-1油田，驗(yàn)證其預(yù)測(cè)效果。

SZ36-1油田位于渤海遼東灣海域，其主力含油層段為東營(yíng)組下段，為三角洲前緣沉積，砂層發(fā)育，油層分布穩(wěn)定，連續(xù)性好，具有典型的反韻律特征。按照沉積旋回和巖性組合，該油田儲(chǔ)層在縱向上可分為3套油組(Ⅰu、Ⅰd、Ⅱ)，原油黏度60 ～ 200 mPa·s，無(wú)邊底水影響，初期采用定向井合采 方式開(kāi)發(fā)[10]。

SZ36-1油田有3口典型井(SZ1井、SZ2井和SZ3井)，其基本信息如表3所示。運(yùn)用式(7)(8)，預(yù)測(cè)這3口井不同含水階段的采油(液)干擾系數(shù)變化規(guī)律。將預(yù)測(cè)結(jié)果代入式(3)(4)，得到各井的產(chǎn)能變化情況。將這3口井的采油(液)指數(shù)預(yù)測(cè)數(shù)據(jù)與實(shí)際數(shù)據(jù)進(jìn)行對(duì)比，結(jié)果見(jiàn)圖5、圖6、圖7?？梢钥闯觯敬窝芯靠紤]了層間干擾的影響，整體預(yù)測(cè)效果更好，尤其是針對(duì)中高含水階段的預(yù)測(cè)精度較高。

表3 3口典型井基本信息

圖5 SZ-1井采油(液)指數(shù)預(yù)測(cè)結(jié)果對(duì)比

圖7 SZ-3井采油(液)指數(shù)預(yù)測(cè)結(jié)果對(duì)比

5 結(jié) 語(yǔ)

在一些多層底水油藏注水開(kāi)發(fā)中，由于油水關(guān)系復(fù)雜、縱向各層物性及流體性質(zhì)差異大，因此層間矛盾突出，后期調(diào)整難度較大。秦皇島32-6油田屬于典型的多層底水油藏，以該油田為例采用動(dòng)態(tài)反演方法定量評(píng)價(jià)層間干擾變化規(guī)律。

底水油藏參與合采開(kāi)發(fā)時(shí)易發(fā)生錐進(jìn)現(xiàn)象，使層間干擾加劇，嚴(yán)重影響整體開(kāi)發(fā)效果。對(duì)于具有一定儲(chǔ)量規(guī)模的底水油藏，建議采用水平井單獨(dú)開(kāi)采的方式，以便抑制含水率的上升，減弱層間矛盾。

儲(chǔ)層物性及原油性質(zhì)差異是影響干擾程度的主要因素，建議將流動(dòng)系數(shù)級(jí)差10作為開(kāi)發(fā)初期層系劃分的界限。干擾程度隨著含水率的上升而加劇，建議在高含水期(fw>80%)進(jìn)行層系重組，以改善非主力層位的注水開(kāi)發(fā)效果。