唐 海，張鎧漓 ，唐瑞雪，呂棟梁，譚 呂

1.西南石油大學石油與天然氣工程學院，四川 成都 610500；2.中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 塘沽 300452

引言

多層油氣藏普遍具有較強的非均質(zhì)性，合注合采時層間始終存在相互制約和干擾，各油層生產(chǎn)動態(tài)差異隨著開發(fā)進行而不斷加劇，逐漸暴露出含水上升快、儲量動用不均和油藏采收率低等問題[1-5]。

為了認清層間干擾對多層油藏注水開發(fā)效果的影響，前人多基于準確性較高的現(xiàn)場油井測試第一手資料，對層間干擾現(xiàn)象開展了大量研究。陳元千、袁弈群等基于油田現(xiàn)場試驗數(shù)據(jù)，對層間干擾產(chǎn)生的原因及干擾規(guī)律進行了定性研究，認為儲層非均質(zhì)性、油藏流體物性差異及各層段地層壓力差異是引起層間干擾的主要因素[6-9]。針對現(xiàn)場油井試驗因測試成本高和影響油井生產(chǎn)時率而無法被廣泛應(yīng)用的實際情況，于春生、黃世軍等基于實際多層油藏地質(zhì)特征，通過開展并聯(lián)驅(qū)替實驗?zāi)M現(xiàn)場合注合采過程，研究了層間干擾對注水開發(fā)效果的影響機理[10-15]，提出通過控制層系劃分界限和優(yōu)化開發(fā)技術(shù)政策等方法，改善多層油藏的注水開發(fā)效果。鮮波、余華杰等采用數(shù)值模擬方法系統(tǒng)研究了層間干擾的影響因素，形成了指導(dǎo)均衡開采的界限圖版，并系統(tǒng)分析了各因素對干擾的影響規(guī)律[16-20]。為了合理解釋多層油藏開發(fā)動態(tài)、開發(fā)效果和產(chǎn)能在分段測試與整體測試中的差異，李波等基于現(xiàn)場試驗、室內(nèi)實驗和數(shù)值模擬等方法的測試及模擬結(jié)果，定義了多種層間干擾系數(shù)并引入到單層油井產(chǎn)能公式中，建立了考慮層間干擾的多層合采油井產(chǎn)能計算公式[21-22]。

雖然目前定義的各種干擾系數(shù)能定量表征層間干擾現(xiàn)象，但其實質(zhì)僅是一種單純的數(shù)值處理與分析方法，該系數(shù)的物理內(nèi)涵與油藏實際注水開發(fā)滲流過程并不完全相符，不能解釋清楚層間干擾的實質(zhì)。針對前期研究存在的不足，本文結(jié)合室內(nèi)實驗測試方法、油藏工程方法和數(shù)值模擬方法，剖析了早期多層合采實驗測試及理論研究中存在層間干擾的根源和實質(zhì)，并在此基礎(chǔ)上，建立了考慮層間干擾的油井產(chǎn)能計算新方法。實例應(yīng)用結(jié)果表明，該方法更符合油藏實際情況，為多層油藏合注合采產(chǎn)能的預(yù)測及降低層間矛盾對實際生產(chǎn)效果影響的策略制定提供了理論依據(jù)。

1 前期層間干擾理論剖析

層間干擾系數(shù)表征了多層合采開發(fā)導(dǎo)致油井的整體產(chǎn)油（液）能力相較于分注分采時的降低程度。前期定義的層間干擾系數(shù)種類很多，以日產(chǎn)量層間干擾系數(shù)和累產(chǎn)量層間干擾系數(shù)為例，其定義式分別為

式中：α___日產(chǎn)油（液）量干擾系數(shù)，無因次；

t___生產(chǎn)時間，d；

β___累產(chǎn)油（液）量干擾系數(shù)，無因次；

qdi___第i層分注分采時的日產(chǎn)油（液）量，m3；

qhi___多層合采時第i層的日產(chǎn)油（液）量，m3；

___第i層分注分采時的累產(chǎn)油量，m3；

___多層合采時第i層的累產(chǎn)油量，m3；

___第i層分注分采時的累產(chǎn)液量，m3；

多層合采時第i層的累產(chǎn)液量，m3。

式（1）和式（2）中各參數(shù)物理意義表明，層間干擾系數(shù)主要是基于現(xiàn)場試驗數(shù)據(jù)[9]和室內(nèi)并聯(lián)驅(qū)替實驗測試數(shù)據(jù)[11]定義和求取的，也可基于多層合采油井產(chǎn)能修正公式，通過反演現(xiàn)場生產(chǎn)動態(tài)求取層間干擾系數(shù)[22]。顯然，這樣人為定義的層間干擾系數(shù)，僅僅是為了解釋現(xiàn)場試驗和室內(nèi)實驗中不同測試條件的結(jié)果存在差異的客觀現(xiàn)象，其本質(zhì)是一種數(shù)值分析方法，在實際應(yīng)用中存在以下不足：（1）層間干擾系數(shù)涉及參數(shù)多且均隨時間變化，該系數(shù)僅限于解釋干擾作用導(dǎo)致的多層合采產(chǎn)油（液）能力低于分注分采時各層產(chǎn)油（液）能力之和的現(xiàn)象，不能體現(xiàn)油藏滲流場在不同注采方式下對產(chǎn)油（液）能力影響的差異，無法解釋層間干擾現(xiàn)象的物理內(nèi)涵。（2）層間干擾系數(shù)為時間的函數(shù)，但現(xiàn)場只能進行單點測試，不能按照定義進行完整的系統(tǒng)性測試，因而無法基于現(xiàn)場單點實測結(jié)果得到干擾系數(shù)的變化規(guī)律。同時，在目前使用的多層合采油井產(chǎn)能修正公式中，也沒有體現(xiàn)干擾系數(shù)與時間的函數(shù)關(guān)系。另外，基于產(chǎn)能修正公式，通過反演現(xiàn)場生產(chǎn)動態(tài)求取干擾系數(shù)時需要大量統(tǒng)計數(shù)據(jù)，限制了該方法在現(xiàn)場的推廣應(yīng)用。（3）傳統(tǒng)并聯(lián)驅(qū)替實驗僅模擬了層間完全隔開的合注合采過程，沒有反映層間竄流對層間干擾的影響[23]，不能準確表征實際油藏合注合采過程中的層間干擾現(xiàn)象。

2 層間干擾物理模擬實驗檢測

2.1 實驗設(shè)計

影響層間干擾的因素較多，為了減少多因素分析對實驗結(jié)果的干擾，本文從滲透率差異角度研究層間干擾現(xiàn)象。基于X 油藏縱向4 套儲層孔滲物性特征及注采關(guān)系，結(jié)合前期層間干擾實驗研究思路，設(shè)計采用“定流量”和“定壓差”兩種模式下的分注分采及合注合采驅(qū)替方式開展多層油藏水驅(qū)油物理模擬實驗研究。所用的4 塊巖芯的基本參數(shù)如表1所示，實驗各巖芯的聯(lián)接方式如圖1 所示。

表1 實驗巖芯基本參數(shù)Tab.1 Basic parameters of cores

圖1 多層油藏水驅(qū)油模擬實驗裝置示意圖Fig.1 Schematic diagram of water flooding simulation test device for multi-layer reservoir

2.2 實驗條件

為了模擬實際油藏原油黏度（0.63～0.67 mPa·s），測試實驗用模擬白油的黏溫特性，確定實驗條件為常壓、38°C，模擬地層水礦化度為17 500 mg/L。

受控于井口與地層產(chǎn)能匹配關(guān)系，實際油藏在每次分段測試和整體測試時的生產(chǎn)壓差往往存在明顯差異。為了體現(xiàn)實驗驅(qū)替與實際油藏生產(chǎn)過程的一致性，將分注分采及合注合采定壓差驅(qū)替時的模擬驅(qū)替壓差設(shè)置為1.0，1.5 和2.0 MPa；為了體現(xiàn)現(xiàn)場測試中出現(xiàn)不同測試壓差的影響，將分注分采及合注合采定流量驅(qū)替時的模擬驅(qū)替流量分別設(shè)置為0.5 和2.0 mL/min（低于0.8 倍臨界速度）。

2.3 實驗方法及步驟

實驗過程中，通過回壓泵控制各并聯(lián)支路壓力并單獨計量各支路巖芯的油、水產(chǎn)出情況，具體實驗步驟如下：

（1）洗油烘干巖芯，測定氣測孔隙度及滲透率后抽真空并飽和模擬地層水，在低于0.8 倍臨界速度下測試巖芯單相水測滲透率。

（2）對每塊巖芯逐個油驅(qū)水建立束縛水飽和度，并盡量控制每次實驗中各巖芯的束縛水飽和度基本接近。

（3）分別采用定壓差或定流量0.5 mL/min 的驅(qū)替方式，對每塊巖芯逐個進行分注分采模擬并驅(qū)替至單體含水98%停止，確定各巖芯殘余油飽和度和驅(qū)油效率。

（4）重復(fù)第（1）～（2）步，后分別采用與單巖芯分注分采模擬相同的壓差和總流量2.0 mL/min 的驅(qū)替方式，對組合巖芯進行合注合采模擬并驅(qū)替至整體含水98%停止，確定總體驅(qū)油效率和單個巖芯驅(qū)油效率。

2.4 實驗結(jié)果分析

定壓差和定流量兩種驅(qū)替模式下的組合巖芯整體及各支路巖芯單體的驅(qū)替動態(tài)實驗結(jié)果如圖2 和圖3 所示。用干擾系數(shù)定義式計算的不同驅(qū)替條件下的干擾系數(shù)變化曲線如圖4 所示。

圖2 不同驅(qū)替條件下組合巖芯整體累計產(chǎn)油量動態(tài)曲線Fig.2 Dynamic change curve of overall cumulative oil production of combined cores under different displacement conditions

圖3 定流量驅(qū)替時各支路巖芯日產(chǎn)油量動態(tài)變化曲線Fig.3 Dynamic change curve of daily oil production of each core during constant flow displacement

圖4 不同驅(qū)替條件下的干擾系數(shù)變化曲線Fig.4 Change curve of interference coefficient under different displacement conditions

由圖2～圖4 有以下兩點認識：

（1）模擬實際油藏合層開采（壓差相同）的驅(qū)替過程不存在干擾。定壓差的合注合采與分注分采的驅(qū)替動態(tài)和最終驅(qū)替效果一致，各支路巖芯間不存在干擾，與前期層間干擾實驗研究的理論成果存在差異，原因有二：1○在進行合注合采模擬時，不同支路巖芯間互不相通，不存在流體交換或產(chǎn)生干擾的物質(zhì)基礎(chǔ)；2○對同一支路巖芯而言，分注分采及合注合采時的兩端驅(qū)替壓差、滲流動力與阻力均相同，除非實驗誤差過大，否則其驅(qū)替動態(tài)及驅(qū)替效果理論上不會存在差異。

（2）模擬實際油藏分層測試（流量相同）的驅(qū)替過程不存在干擾。定流量的合注合采與分注分采的最終驅(qū)替效果一致，僅各支路巖芯的驅(qū)替動態(tài)和驅(qū)替效果存在差異，但各支路間并不存在干擾，與前期實驗研究結(jié)果矛盾，不符合干擾系數(shù)的物理意義，原因有：1○與定壓差驅(qū)替時相同，在進行合注合采模擬時，各支路巖芯間互不相通，不存在流體交換或產(chǎn)生干擾的物質(zhì)基礎(chǔ)；2○合注合采時，各支路巖芯的注入水量按滲流能力變化自動分配，高滲巖芯的產(chǎn)油能力和最終驅(qū)油效率較分注分采時得到提升，而低滲巖芯的產(chǎn)油能力和最終驅(qū)油效率較分注分采時受到抑制，但對組合巖芯整體的水驅(qū)油效率和產(chǎn)油能力影響較弱。

因此，前期定義的層間干擾系數(shù)的物理內(nèi)涵與并聯(lián)驅(qū)替滲流實驗的物理過程不符。

3 數(shù)值模擬方法剖析層間干擾機理

針對前期層間干擾研究存在的不足，采用數(shù)值模擬方法系統(tǒng)研究多層油藏在不同注采方式下的壓力場和滲流場特征，進一步剖析層間干擾機理。

3.1 數(shù)值模擬機理模型參數(shù)

基于X 油藏儲層和流體物性特征，建立多層油藏“一注一采”水驅(qū)油機理模型，模型為16×12×50共計9 600 節(jié)點的正交塊中心網(wǎng)格系統(tǒng)，網(wǎng)格大小為20 m×20 m×3 m，縱向上3 個油層與模擬小層的對應(yīng)關(guān)系見表2，模型示意圖見圖5。

圖5 多層油藏“一注一采”水驅(qū)油機理模型示意圖Fig.5 Schematic diagram of“one injection and one production”water flooding mechanism model in multi-layer reservoir

表2 水驅(qū)油機理模型網(wǎng)格參數(shù)Tab.2 Grid parameters of water flooding mechanism model

通過改變第17 和第34 小層的網(wǎng)格屬性模擬實際油藏的夾層情況。模擬采用的歸一化相滲曲線如圖6 所示?！皩娱g有竄流”和“層間無竄流”兩種情況的分注分采及合注合采模擬產(chǎn)量均分別設(shè)置為30 和90 m3/d 定液量生產(chǎn)，且均設(shè)置為注采平衡控制。

圖6 用于數(shù)值模擬研究的歸一化相滲曲線Fig.6 Normalized permeability curve for numerical simulation

3.2 流體滲流動態(tài)特征分析

圖7 為層間無竄流時的儲層流體滲流動態(tài)模擬結(jié)果。

圖7 層間無竄流時儲層流體滲流動態(tài)模擬結(jié)果Fig.7 Dynamic simulation results of reservoir fluid percolation without interlayer channeling flow

層間無竄流時儲層流體滲流模擬結(jié)果具有以下特點：（1）分注分采與合注合采的流線均在各自層段內(nèi)平行分布，但兩種注采方式的剩余油分布存在差異。（2）分注分采時各層段剩余油分布較均勻，但合注合采時剩余油飽和度分布呈現(xiàn)由上部高滲層向下部低滲層遞增的特征。（3）在油藏不同部位水流通量差異和油水重力分異作用的影響下，各層段從注入端到產(chǎn)出端的剩余油飽和度及各層段產(chǎn)出端從下到上的剩余油飽和度均呈現(xiàn)遞增趨勢。

圖8 為層間有竄流時的儲層流體滲流動態(tài)模擬結(jié)果，具有以下特點：（1）無論分注分采哪一層段，流線在所有層段內(nèi)均有分布，且在分采層段內(nèi)分布最密集，離分采層段越遠，流線分布越稀疏；合注合采時，流線在油藏的整個滲流空間中不均勻分布。（2）重力分異和壓力場控制著油藏不同部位注采量的差異分配，以及不同注采方式下的剩余油分布特征：1○分注分采上部高滲層時，在重力分異和壓力場控制下，中部中滲層及下部低滲層也采出大量原油；2○分注分采中部中滲層時，下部低滲層也采出大量原油，但上部高滲層卻存在大量未動用原油；3○分注分采下部低滲層時，中部中滲層也采出大量原油，但上部高滲層卻幾乎未動用；4○各層段分注分采后的剩余油分布整體上的不均勻性突出，剩余油飽和度分布呈現(xiàn)由分采層段向其他層段遞增的特征；5○合注合采時，剩余油飽和度分布仍表現(xiàn)為由上部高滲層向下部低滲層遞增的特征。

圖8 層間有竄流時儲層流體滲流動態(tài)模擬結(jié)果Fig.8 Dynamic simulation results of reservoir fluid percolation with interlayer channeling flow

圖9 為無竄流合注合采時各層段產(chǎn)量貢獻率及滲流阻力、各層段及整體含水率隨時間變化的模擬結(jié)果。

圖9 層間無竄流合注合采生產(chǎn)動態(tài)曲線Fig.9 Production dynamic curve of commingled injection and production without interlayer channeling flow

圖10 為層間有竄流合注合采時各層段產(chǎn)量貢獻率及滲流阻力、各層段及整體含水率隨時間變化的模擬結(jié)果。

圖10 層間有竄流合注合采生產(chǎn)動態(tài)曲線Fig.10 Production dynamic curve of commingled injection and production with interlayer channeling flow

由圖9 可見，注采與滲流動態(tài)變化特點均符合常規(guī)的經(jīng)典規(guī)律性認識，各層段見水時間及不同時刻的產(chǎn)量貢獻率與地層系數(shù)大小和兩相滲流阻力變化密切相關(guān)：（1）見水時間具有高滲層＜中滲層＜低滲層的特點。（2）上部高滲層見水前，各層段的產(chǎn)液、產(chǎn)油貢獻率均正比于地層系數(shù)。（3）上部高滲層的原油在該層見水后主體可采油量已被采出，導(dǎo)致同期還未見水的中、低滲層的產(chǎn)油貢獻率快速上升。同理，當中部中滲層見水后，下部低滲層逐漸成為油藏產(chǎn)油的絕對主力貢獻層，此時油藏整體含水上升速度明顯減緩，僅當下部低滲層含水率達到80%后，油藏整體進入特高含水開發(fā)階段。（4）在定液量生產(chǎn)的前提下，各層段產(chǎn)液貢獻率因兩相滲流阻力改變而小幅變化，表現(xiàn)為上部高滲層逐漸增大，中、低滲層逐漸降低的動態(tài)特征。

由圖10 可見，層間有竄流與層間無竄流合注合采的模擬結(jié)果差異明顯：（1）見水時間雖仍滿足高滲層＜中滲層＜低滲層的規(guī)律，但上部高滲層快速推進的前沿水在重力分異作用下進入中部中滲層，導(dǎo)致中部中滲層見水后含水上升速度快于上部高滲層，且當中部中滲層含水率大于60%后出現(xiàn)含水上升速度減緩，而上部高滲層、下部低滲層及油藏整體的含水上升速度卻沒有表現(xiàn)出減緩的特征；同時，各層段的見水時間差異也明顯小于層間無竄流合注合采的模擬結(jié)果。（2）盡管下部低滲層的產(chǎn)油貢獻率在中、高滲層見水后同樣大幅上升并超過中、高滲層，但持續(xù)時間和超過幅度卻明顯低于層間無竄流合注合采的模擬結(jié)果。除了這段過渡期外，上部高滲層的產(chǎn)油貢獻率在其余時間始終處于主控地位，中部中滲層見水后的產(chǎn)油貢獻率也在較長時間保持低水平后逐漸上升并再次超越下部低滲層，即具有較高產(chǎn)液能力的中、高滲層仍是開發(fā)后期的主力產(chǎn)油層，若封堵中、高滲層將不利于油藏穩(wěn)產(chǎn)。（3）在定液量生產(chǎn)的前提下，各層段見水前的產(chǎn)液貢獻率表現(xiàn)為“上部高滲層逐漸降低、中部中滲層基本穩(wěn)定、下部低滲層逐漸上升”的變化特征，見水后的產(chǎn)液貢獻率與產(chǎn)油貢獻率的變化規(guī)律相似，油藏整體的生產(chǎn)動態(tài)與層間無竄流合注合采的模擬結(jié)果差異明顯。

3.3 層間干擾系數(shù)根源剖析

層間有竄流時，不同注采方式下的層間累計竄油量模擬結(jié)果如圖11 所示。

由圖11 可見：（1）由于層間無隔層阻擋，在儲層非均質(zhì)性的影響下，油層滲流阻力的動態(tài)變化引起各層段注采量和儲層整體滲流場的動態(tài)變化，導(dǎo)致各油層在分注分采時均有來自其他層段的原油儲量貢獻，同時也導(dǎo)致合注合采時各層段產(chǎn)液貢獻率的變化幅度大于層間無竄流合注合采的模擬結(jié)果。（2）合注合采時，當下部低滲層見水后，中、低滲層的部分原油在壓差作用下被驅(qū)替至滲流阻力最小的上部高滲層產(chǎn)出。同理，中部中滲層產(chǎn)出的原油中也有來自下部低滲層的儲量貢獻。（3）在兩相滲流變化過程中，見水后的中部中滲層滲流阻力短暫增大，導(dǎo)致該層段產(chǎn)油產(chǎn)液貢獻率均下降，同時由于油藏不同部位的水流通量差異及重力分異作用，注入水在短期內(nèi)大量流入中部中滲層，導(dǎo)致該層含水率迅速上升，甚至出現(xiàn)含水上升速度大于同時刻上部高滲層的情況。

因此，重力分異作用下的層間竄流與儲層物性非均質(zhì)導(dǎo)致的壓力場和滲流場的非均衡性是多層油藏出現(xiàn)層間干擾的實質(zhì)，是導(dǎo)致實際油藏分段測試結(jié)果與整體測試結(jié)果存在差異的根本原因。

3.4 討論

基于數(shù)值模擬結(jié)果和前期層間干擾系數(shù)定義式，分析得到不同儲層條件下的干擾系數(shù)動態(tài)變化曲線如圖12 所示，有以下兩點認識：（1）層間無竄流時，通過室內(nèi)并聯(lián)驅(qū)替實驗和數(shù)值模擬得到的干擾系數(shù)曲線的變化趨勢和變化機理均相同，合注合采時的層間干擾現(xiàn)象表現(xiàn)為油藏整體及各層段原油儲量在一定開發(fā)階段內(nèi)動用不均，但儲層整體的最終產(chǎn)油能力卻與分注分采時相同，不符合干擾系數(shù)的物理內(nèi)涵描述。（2）層間有竄流時，各層段在分注分采時均有來自其他層段的能量和流體貢獻，而儲層整體的最終產(chǎn)油能力并未因采用合注合采而降低，因此，單純基于測試數(shù)據(jù)和定義式計算，必定得到數(shù)值持續(xù)為正的干擾系數(shù)，與干擾系數(shù)的物理內(nèi)涵描述矛盾。

圖12 不同儲層條件下的干擾系數(shù)變化曲線Fig.12 Change curve of interference coefficient under different reservoir conditions

因此，前期定義的層間干擾系數(shù)未考慮多層油藏合注合采過程中滲流場動態(tài)變化的影響，其物理內(nèi)涵與實際注水開發(fā)滲流過程不符，該系數(shù)僅能表征多層油藏的整體產(chǎn)油能力在不同注采方式下的數(shù)值差異，無法解釋層間干擾現(xiàn)象的實質(zhì)。

4 考慮層間竄流干擾的多層合采油井產(chǎn)能計算

對于層間普遍存在連通的實際多層油藏，各層段在不同注采方式下的壓力場和滲流場存在差異，導(dǎo)致分段測試累加產(chǎn)能始終大于整體測試產(chǎn)能，按定義計算必定得到數(shù)值為正且時刻變化的干擾系數(shù)，而油井產(chǎn)能分析需要基于穩(wěn)定滲流條件，因此，通過引入干擾系數(shù)修正整體測試產(chǎn)能是不合理的。為了準確計算多層合采產(chǎn)能，本文提出一種考慮層間竄流干擾影響的多層合采油井產(chǎn)能計算新方法。

基于X 油藏儲層和流體物性特征，建立縱向上彼此連通且對稱分布的3 油層物理模型，開發(fā)上、下層段時的流體滲流模式可簡化為“半球形流動+平面徑向流動”，開發(fā)中層段時的流體滲流模式可簡化為“球形流動+平面徑向流動”，如圖13 所示。

圖13 各層段滲流物理模型示意圖Fig.13 Schematic diagram of seepage physical model of each layer

根據(jù)等值滲流阻力原理，得到不同流體滲流模式的阻力計算公式及不同生產(chǎn)方式下的油井產(chǎn)能計算公式為

式中：RP--平面徑向流阻力，（atm·s）/cm3（1 atm=101.325 kPa）；

μo--地層原油黏度，mPa·s；

Bo--地層原油的體積系數(shù)，無因次；

--儲層整體平均滲透率，D；

H--儲層整體厚度，cm；

re--供給半徑，cm；

rw--井筒半徑，cm；

s--儲層整體機械表皮因子，無因次；

RB--球形流動阻力，（atm·s）/cm3；

Ki--各儲層段滲透率，D；

hi--各儲層段厚度，cm；

RBh--半球形流動阻力，（atm·s）/cm3；

Q1--分注分采上（下）層段產(chǎn)能，cm3/s；

pe--供給邊界壓力，atm；

pwf--井底流壓，atm；

Q2--分注分采中層段產(chǎn)能，cm3/s；

Q3--合注合采產(chǎn)能，cm3/s。

基于X 油藏基礎(chǔ)資料（表3），利用式（3）～式（8）和前期干擾系數(shù)定義式，得到不同測試條件下的理論產(chǎn)能和干擾系數(shù)如表4 所示，其中，井筒半徑rw取0.1 m，供給半徑re取500 m，儲層整體機械表皮因子s取0.4，地層原油黏度μo取0.65 mPa·s，地層原油體積系數(shù)Bo取1.4，各層段滲透率取儲層束縛水條件下的氣相有效滲透率。

表3 油藏X 現(xiàn)場單點測試產(chǎn)能及干擾系數(shù)Tab.3 Field productivity based on single point test and interference coefficient of reservoir X

表4 不同測試條件下的理論產(chǎn)能及干擾系數(shù)Tab.4 Theoretical productivity and interference coefficient under different test conditions

由計算結(jié)果可見：（1）基于實測產(chǎn)能和理論產(chǎn)能計算得到的干擾系數(shù)分別為0.49 和0.52，即實測產(chǎn)能與理論計算產(chǎn)能均表現(xiàn)出層間干擾現(xiàn)象；（2）采用新方法得到的理論合采產(chǎn)能與實測合采產(chǎn)能誤差僅5.2%，說明通過該方法能較準確地分析確定考慮層間竄流干擾影響的合采產(chǎn)能，無需引入干擾系數(shù)校正。

綜上，考慮層間竄流干擾影響的油井產(chǎn)能計算新方法更符合油藏實際情況，為多層油藏合注合采產(chǎn)能預(yù)測及降低層間矛盾對實際生產(chǎn)效果影響的策略制定提供了理論依據(jù)。

5 結(jié)論

（1）重力分異作用下的層間竄流與儲層物性非均質(zhì)導(dǎo)致的壓力場和滲流場的非均衡性是多層油藏出現(xiàn)層間干擾的實質(zhì)，是導(dǎo)致實際油藏分段測試結(jié)果與整體測試結(jié)果存在差異的根本原因。

（2）前期定義的層間干擾系數(shù)未考慮儲層注采過程中滲流場動態(tài)變化的影響，其物理內(nèi)涵與實際注水開發(fā)滲流過程不符，該系數(shù)僅能表征多層油藏的整體產(chǎn)油能力在不同注采方式下的數(shù)值差異，不能解釋層間干擾現(xiàn)象的實質(zhì)，不適合用于多層合采油井產(chǎn)能校正。

（3）基于層間干擾實質(zhì)研究成果建立的考慮層間竄流干擾影響的合采產(chǎn)能公式更符合油藏實際情況，能較準確地分析確定多層合采油井產(chǎn)能。