孫鵬霄

(中海石油有限公司開發(fā)生產(chǎn)部，北京 100010)

0 引 言

全球約30%的油氣資源儲存于薄互層砂巖油藏中[1]，開發(fā)潛力巨大。海上薄互層砂巖油藏受到經(jīng)濟和技術(shù)雙重限制，往往利用定向井進行多層合采，注采井距為300～500 m[2]。受水動力及沉積演化的影響，薄互層砂巖油藏儲層縱向跨度大、小層層數(shù)多、單層厚度薄、砂體展布規(guī)模小，縱向各層滲透率差異顯著[3-4]，原油黏度變化明顯。同時，由于各小層砂體發(fā)育規(guī)模不同，在相同的井網(wǎng)井距條件下，各層注采連通狀況也存在很大差異，薄互層油藏在多重因素共同作用下層間矛盾突出，流動能力強的優(yōu)勢層位儲量動用程度高，流動能力弱的小層儲量無法有效動用，層間干擾嚴重影響開發(fā)效果[5-10]。前人通過多種方法開展層間干擾研究[11-18]認為：現(xiàn)場分層測試實施難度大，影響油田正常生產(chǎn)，所獲取的資料有限；室內(nèi)實驗研究、油藏工程方法往往基于簡化后的儲層模型開展研究，油層厚度大，發(fā)育規(guī)模大，主控因素較為單一，研究成果無法適用于小尺度、多因素的海上薄互層砂巖油藏；數(shù)模方法受到地震資料解釋精度等限制，薄層砂體精細刻畫復(fù)雜，模擬結(jié)果存在較大誤差。目前，缺乏針對海上薄互層砂巖油藏層間干擾規(guī)律的有效評價方法和技術(shù)手段。因此，以渤海典型油藏為研究對象，建立適用于薄互層砂巖油藏的不同含水階段層間干擾定量表征方法，并結(jié)合現(xiàn)場實例應(yīng)用提出有針對性的調(diào)整對策。

1 油田概況

P油田位于渤海海域中南部，油田范圍內(nèi)平均水深為27～33 m，主力儲層為館陶組，埋藏深度為1 000～1 400 m，縱向劃分為7個油層組30個小層(L50—L116)，跨度達到400 m。館上段平均孔隙度為28.3%，平均滲透率為761.0 mD，為高孔高滲儲層；館下段平均孔隙度為23.3%，平均滲透率為859.0 mD，為中孔高滲儲層。館陶組整體為具有淺水環(huán)境的河漫湖泊—河泛平原沉積背景，主要發(fā)育辮狀河道—辮狀河三角洲、辮曲轉(zhuǎn)換沉積、曲流河—枝狀三角洲共生等沉積類型。受沉積作用影響，館陶組薄儲層占比較大，約82.0%的儲層單層厚度小于5.0 m。按照行業(yè)標準，可將P油田縱向各小層劃分為3類(表1)。館陶組以常規(guī)原油(60 ℃黏度為9～20 mPa·s)為主，隨著埋深增加，地面原油密度和黏度減小。

表1 P油田小層分類情況Table 1 The classification of sub-beds in P Oilfield

P油田主體區(qū)于2002年投產(chǎn)，開發(fā)初期為了降低油田開發(fā)成本，采用稀井網(wǎng)、大井距、多層合注合采的開發(fā)模式，注采井網(wǎng)為反九點，注采井距約為300 m，導(dǎo)致層間矛盾突出，含水快速上升、產(chǎn)量遞減加快，整體水驅(qū)采收率低。截至2021年12月，P油田主體區(qū)整體含水為87%，自然遞減率約為20%。由于長期采取合注合采開發(fā)，層間干擾現(xiàn)象非常嚴重，縱向儲量動用程度嚴重不均衡：Ⅰ類優(yōu)勢小層目前采出程度約為35%，水淹狀況嚴重；Ⅱ、Ⅲ類薄儲層動用狀況差，采出程度僅為14%和7%，其中，Ⅱ類小層水淹程度相對較低，Ⅲ類小層基本未水淹，油田整體開發(fā)效果不理想。由于缺乏對薄互層油藏層間干擾規(guī)律的準確認識，層間矛盾難以緩解，近幾年新投產(chǎn)井均出現(xiàn)高含水、低產(chǎn)能、開發(fā)效果不及預(yù)期的情況，油田調(diào)整難度大。

2 層間干擾定量表征

2.1 主控因素分析

2.1.1 小層靜態(tài)流動能力

傳統(tǒng)研究認為層間滲流能力差異造成層間干擾現(xiàn)象[12-14]。受海上薄互層砂巖油藏儲層發(fā)育特征及開發(fā)方式影響，各小層的物性(滲透率、厚度)、原油黏度、注采受效程度共同決定了各小層自身流動能力(即小層靜態(tài)流動能力，為小層固有屬性)穩(wěn)定不變。故引入小層靜態(tài)流動能力系數(shù)Ω，該參數(shù)可更加全面地評價海上薄互層砂巖油藏不同注采井距下各小層的靜態(tài)流動能力。

(1)

(2)

為了全面描述薄互層砂巖油藏小層之間靜態(tài)流動能力差異程度[12]，引入流動能力級差ΔΩ、流動能力偏差系數(shù)DΩ、基準流動能力Ωmin。其中，流動能力級差為Ⅰ類小層平均流動能力與Ⅲ類小層平均流動能力的比值，流動能力偏差系數(shù)為整體平均流動能力與Ⅲ類小層平均流動能力的差和Ⅰ類小層平均流動能力與Ⅲ類小層平均流動能力的差的比值，基準流動能力為Ⅲ類小層平均流動能力，3項參數(shù)共同描述了薄互層砂巖油藏整體流動能力強弱和縱向非均質(zhì)程度。

2.1.2 小層動態(tài)流動能力

各層靜態(tài)流動能力的非均質(zhì)性造成各層產(chǎn)液速度和水淹速度存在顯著差異，強流動能力小層產(chǎn)出液量大，注采速度快，儲量動用程度高，水淹速度快，弱流動能力小層產(chǎn)出液量小，儲量動用程度低，水淹速度慢。受油水相對流動能力差異性的影響，優(yōu)勢層隨含水快速上升，油水兩相滲流阻力明顯減弱，小層的流動能力快速增強，而非優(yōu)勢層含水上升緩慢，油水兩相滲流阻力和流動能力基本保持不變，整體流動能力差異程度不斷加劇，弱流動能力小層的儲量動用狀況越來越差，即層間干擾的抑制作用不斷增強。與此同時，現(xiàn)場監(jiān)測證實優(yōu)勢層注采受效程度好，注采保持均衡，小層壓力基本維持穩(wěn)定，而非優(yōu)勢小層注采連通性較差，注采狀況不佳，往往出現(xiàn)欠壓的情況，合采過程中各小層地層壓力的差異也在一定程度上加劇了層間干擾作用。綜合以上分析，薄互層砂巖油藏的層間干擾受到小層水淹程度、油水相滲和地層壓力等動態(tài)因素的影響，可合并稱為小層動態(tài)流動能力，該參數(shù)不斷發(fā)生變化。

借鑒文獻[13]研究成果，以干擾系數(shù)衡量層間干擾的作用強度，即相同含水條件下合采與分采相比產(chǎn)能下降的幅度，干擾系數(shù)越大，層間干擾程度越嚴重。

(3)

式中：β為干擾系數(shù)；q為小層單采產(chǎn)油量，m3/d；Q為生產(chǎn)井合采產(chǎn)油量，m3/d；n為小層總數(shù)。

傳統(tǒng)定向井產(chǎn)能預(yù)測模型[18-19]為：

(4)

式中：pe為地層壓力，MPa；pwf為井底流壓，MPa；μo為地層原油黏度，mPa·s；Bo為原油體積系數(shù)；R為注采井距，m；r為井筒半徑，m；S為表皮系數(shù)；H為有效厚度，m。

聯(lián)立式(2)、(3)可得到干擾系數(shù)動態(tài)反演公式[19]。其中，Kroi、fwi、pei分別表述了小層動態(tài)流動能力對層間干擾的影響規(guī)律。結(jié)合生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)，利用式(5)可計算得到各生產(chǎn)井不同含水階段干擾系數(shù)情況，更加直觀地描述薄互層砂巖油藏大段合采過程中層間干擾的變化規(guī)律。

(5)

式中：fw為小層含水率，%；Kro(fw)為小層油相相對滲透率。

2.2 干擾評價圖版

利用式(5)計算P油田50口典型生產(chǎn)井干擾系數(shù)隨含水上升的變化曲線。經(jīng)統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)，按照干擾系數(shù)變化形態(tài)特征可將曲線劃分凹型、線型、凸型3種模式。以3口典型井為例(圖1)，各井流動能力級差差異顯著(表2)。對比3口典型井干擾系數(shù)可知：薄互層砂巖油藏層間干擾均隨含水上升逐漸增強；薄互層砂巖油藏層間干擾變化模式和小層流動能力級差直接相關(guān)，流動能力級差越大，干擾程度越大且加劇時機越早。

圖1 3種典型井干擾系數(shù)變化規(guī)律Fig.1 The variation pattern of interference coefficients of three types of typical wells

表2 典型井基本信息Table 2 The basic information of typical wells

以P油田50口生產(chǎn)井的干擾系數(shù)為基礎(chǔ)，通過劃分模式和相關(guān)性分析形成P油田海上薄互層油藏層間干擾量化預(yù)測圖版(圖2)。由圖2可知：當(dāng)小層流動能力級差小于4.5時，層間干擾主要受小層靜態(tài)流動能力差異影響，干擾系數(shù)呈凹型，中低含水期層間干擾作用弱且基本穩(wěn)定，說明層間矛盾較弱，儲量動用相對均勻；進入高含水階段后(含水大于85%)，層間干擾逐漸加劇，說明優(yōu)勢小層的流動能力增強，對非優(yōu)勢小層的抑制作用增強。當(dāng)小層流動能力級差大于4.5且小于7.0時，小層動態(tài)流動能力差異影響作用增強，干擾系數(shù)呈線型穩(wěn)定上升，層間干擾作用隨含水上升逐漸加強，說明層間干擾對非優(yōu)勢小層的抑制作用持續(xù)增強，加劇程度較為穩(wěn)定，沒有明顯階段性。當(dāng)小層流動能力級差大于7.0時，干擾系數(shù)呈凸型，小層動態(tài)流動能力差異起主導(dǎo)作用，層間干擾在中低含水期即達到并始終保持在較高程度，說明產(chǎn)能貢獻基本來自優(yōu)勢小層，其他小層基本未動用，層間干擾對整體開發(fā)效果影響很大。

圖2 P油田薄互層油藏全過程層間干擾量化圖版Fig.2 The quantification chart of interlayer interference in the whole process of thin interbedded reservoir in P Oilfield

2.3 合采產(chǎn)能預(yù)測模型

利用統(tǒng)計的50口井的干擾系數(shù)，明確流動能力級差、流動能力偏差系數(shù)、基準流動能力3項參數(shù)與不同含水階段層間干擾系數(shù)的相關(guān)關(guān)系，借鑒前人研究成果[12]，建立薄互層砂巖油藏干擾系數(shù)量化評價模型，并利用實際數(shù)據(jù)擬合確定模型的參數(shù)值(表3)。

(6)

式中：λ、ω、ε、γ均為不同模型系數(shù)。

表3 不同干擾模式參數(shù)值Table 3 The parameter values of different interference patterns

傳統(tǒng)產(chǎn)能預(yù)測模型未考慮薄互層砂巖油藏小層實際注采受效狀況和層間干擾的影響，因此，將小層流動能力、干擾系數(shù)引入傳統(tǒng)產(chǎn)能預(yù)測模型進行修正得到式(7)，可準確預(yù)測薄互層砂巖油藏不同含水階段定向井合采產(chǎn)能。以典型井A-1井為例，全井段小層流動能力級差為4.5，分別采用傳統(tǒng)產(chǎn)能預(yù)測模型和修正模型計算該井產(chǎn)能(圖3)，結(jié)果表明修正模型預(yù)測結(jié)果與實際結(jié)果更加吻合，準確度高。

(7)

圖3 A-1井產(chǎn)能預(yù)測結(jié)果對比Fig.3 The comparison of productivity prediction results of Well A-1

3 現(xiàn)場調(diào)整對策

3.1 開發(fā)層系劃分界限

針對P油田主體區(qū)目前形勢，通過新井實現(xiàn)層系重組提高Ⅱ、Ⅲ類薄儲層動用程度是主要調(diào)整方向。對于潛力較大的未開發(fā)區(qū)，水淹程度較低，縱向小層的靜態(tài)流動能力差異為主控因素，合理層系組合方案能夠有效緩解層間矛盾，減輕層間干擾帶來的負面影響，結(jié)合圖2可確定P油田層系劃分界限：流動能力級差小于4.5的小層干擾作用相對較弱，建議合采開發(fā)；流動能力級差為4.5～7.0的小層，建議初期采取合采開發(fā)降低成本，當(dāng)全井段進入中高含水期之后，通過調(diào)剖堵水等措施關(guān)閉高水淹程度小層，改善水驅(qū)效果；流動能力級差大于7.0的小層受干擾抑制作用嚴重，建議分層開發(fā)或后期補孔上返開發(fā)，以提高整體開發(fā)效果。

利用修正后的產(chǎn)能預(yù)測模型可量化評價不同開發(fā)層系劃分方案的開發(fā)效果，通過敏感性分析進而確定最佳方案。以未水淹區(qū)B-1井為例，B-1井小層流動能力差異顯著，平均流動能力級差為8.3，非均質(zhì)性嚴重，根據(jù)各小層靜態(tài)流動能力劃分優(yōu)、中、差3個等級(圖4)，結(jié)合現(xiàn)場實際情況設(shè)計4套層系組合方案(表4)。

圖4 B-1井小層流動能力Fig.4 The flow capacity of sub-beds in Well B-1

表4 B-1井層系組合方案Table 4 The bed series combination scheme of Well B-1

利用式(7)預(yù)測各方案全井段產(chǎn)能變化(圖5)，發(fā)現(xiàn)分層開采能夠很大程度上緩解大段合采所帶來的層間干擾作用，全井段產(chǎn)能大幅提高，其中，方案3和4的產(chǎn)能提高幅度最大，考慮到作業(yè)難度和經(jīng)濟成本，建議選取方案3為推薦方案，即水平井單采L102小層，其余小層定向井合采開發(fā)。同時，建議結(jié)合該井儲層展布規(guī)律，優(yōu)化注水井位，提高小層注采受效程度，緩解層間矛盾，改善開發(fā)效果。

圖5 B-1井層系組合方案優(yōu)化Fig.5 The optimization of bed series combination scheme of Well B-1

3.2 加密射孔優(yōu)化方法

對于水淹程度較高的開發(fā)區(qū)域，需通過加密調(diào)整挖潛剩余潛力，但由于缺乏有效技術(shù)手段，薄互層砂巖油藏加密井實施效果往往不及預(yù)期，這是因為長期合采導(dǎo)致縱向各層水淹程度差異很大。層間干擾受小層動態(tài)流動能力差異變化主導(dǎo)，加密射孔方案需綜合考慮縱向小層的動靜態(tài)流動能力差異，進而確定最佳加密射孔方案，達到降低含水、提高產(chǎn)能的目的，逐步實現(xiàn)層系重組[20]。在小層靜態(tài)流動能力差異界限限制下，含水率大于85%的小層動態(tài)流動能力強，將顯著加劇層間干擾，易造成全井段高含水、低產(chǎn)能，因此，建議避射，可在全井段含水超過85%后采取補孔、上返開發(fā)；對于含水率為60%～85%的小層，為保證總產(chǎn)液厚度和全井段產(chǎn)能，建議考慮射開合采；對于含水率低于60%的小層，目前動用程度低，挖潛潛力大，需射孔生產(chǎn)。

油田現(xiàn)場需權(quán)衡小層流動能力差異、水淹程度差異和射開厚度之間的關(guān)系設(shè)計最佳加密射孔方案，以獲得最大的初期產(chǎn)能。利用修正后的產(chǎn)能預(yù)測模型可量化評價不同加密射孔方案開發(fā)效果，確定最佳加密射射孔方案。以P油田水淹區(qū)C-1井為例，該井縱向非均質(zhì)性相對較弱，縱向小層流動能力級差為2.4，經(jīng)長期合采全井段含水率為89%，縱向各層水淹程度差異顯著(圖6)，小層動態(tài)流動能力差異為主控因素。根據(jù)該井水淹程度將縱向小層劃分為強水淹小層(含水率大于85%)、中水淹小層(含水率為60%～85%)、弱水淹小層(含水率小于60%)?？紤]經(jīng)濟性及可實施性，設(shè)計3套射孔方案，分別為全井段射開(方案1)、強水淹小層避射(方案2)、中/強水淹小層均避射(方案3)。利用修正后的產(chǎn)能預(yù)測模型繪制各射孔方案全井段產(chǎn)能變化曲線(圖7)。由圖7可知：相比全射孔方案，考慮小層水淹程度差異避射后可顯著降低層間干擾作用，全井段含水率降低、產(chǎn)能提高；方案3全井段含水大幅下降至43%，但全井段射開厚度減少，總產(chǎn)能降低，效果欠佳；方案2有效平衡了小層流動能力差異、水淹程度差異和射開厚度三者之間的關(guān)系，全井段產(chǎn)能最大，為最佳方案，通過避射含水率高于85%的強水淹小層，可有效緩解動態(tài)流動能力差異造成的層間干擾作用，確保加密井獲得最大初期產(chǎn)能。利用該方法有效指導(dǎo)P油田9個潛力區(qū)的層系組合和15口新井的射孔層位優(yōu)化，平均單井日增油達38 m3/d，初期含水率降低12%，有效緩解了潛力區(qū)的層間矛盾，顯著改善Ⅱ、Ⅲ類薄層的水驅(qū)動用效果。

圖6 C-1井小層水淹程度對比Fig.6 The comparison of water logging degree of sub-beds in Well C-1

圖7 C-1井加密射孔優(yōu)化Fig.7 The optimization of closely spaced perforation of Well C-1

4 結(jié) 論

(1) 海上薄互層砂巖油藏層間干擾主控因素為小層靜態(tài)、動態(tài)流動能力差異，不同小層流動能力級差下層間干擾動態(tài)變化規(guī)律不同，隨含水率上升，層間干擾對產(chǎn)能及開發(fā)效果的影響加劇。

(2) 小層流動能力級差可作為層系組合的劃分標準，級差7.0以內(nèi)的小層層間干擾相對較弱，開發(fā)初期可劃分同一層系開發(fā)，進入中高含水期后強水淹小層將顯著加劇層間干擾作用，建議通過調(diào)剖堵水等措施關(guān)閉高水淹程度小層，改善整體水驅(qū)效果。

(3) 實際應(yīng)用表明，研究成果可指導(dǎo)海上薄互層砂巖油藏新區(qū)開發(fā)層系劃分及老區(qū)加密射孔優(yōu)化等關(guān)鍵工作，通過對9個潛力區(qū)的層系組合和15口新井的射孔層位進行優(yōu)化，平均單井日增油達38 m3/d，初期含水率降低12%，有效緩解了潛力區(qū)的層間矛盾。