多層底水油藏層間干擾規(guī)律研究及應(yīng)用
——以秦皇島32-6油田為例

康博韜 姜 彬 陳國寧 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陸相沉積盆地的主要油藏或油田。這類油藏的原油具有陸相生油的特點，黏度相對較高，所在儲層的物性與流體性質(zhì)縱向差異比較明顯[1]。同時，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，但邊水不活躍，能量較弱；部分為底水油藏，水體能量相對較強(qiáng)[2]。在海上油田開發(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發(fā)效果。為了更好地指導(dǎo)此類油田的開發(fā)，需要進(jìn)一步認(rèn)識層間干擾規(guī)律，研究合理的定量預(yù)測和評價方法。

目前，針對層間干擾的研究方法主要分為兩大類，物理實驗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)實驗僅針對單一因素展開研究，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)條件下對實際儲層進(jìn)行簡化后建立數(shù)學(xué)模型，其研究結(jié)果對現(xiàn)場生產(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個小層。其主要含油層劃分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ、Ⅵ油組，油組內(nèi)部儲層物性接近，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，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)場實踐表明，多層合采過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，對合采井的開發(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，整體儲量動用程度低，開發(fā)效果不理想。

2 層間干擾規(guī)律分析

2.1 動態(tài)反演方法

采油(液)干擾系數(shù)可用于定量評價多層合采過程中不同含水階段的層間干擾對油井全井段采油(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—— 合采實際采油指數(shù)，m3/(d·MPa)；

Jl—— 合采實際采液指數(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層油相相對滲透率；

hi—— 第i層儲層厚度，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—— 啟動壓力梯度，MPa/m；

Boi—— 原油體積系數(shù)，無因次。

針對具體生產(chǎn)井，結(jié)合各層物性及流體信息、生產(chǎn)動態(tài)資料及靜壓測試數(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)用動態(tài)反演法分別計算這3口井的采油(液)干擾系數(shù)，數(shù)據(jù)對比如圖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，含水上升速度非?？?，生產(chǎn)時間不到2 a即進(jìn)入高含水期。同時，采油干擾系數(shù)短期內(nèi)即達(dá)到一個非常高的水平，說明層間干擾現(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)的變化相對平緩，在生產(chǎn)時間近10 a時才達(dá)到之前的水平。這一現(xiàn)象說明，在Ⅲ油組參與合采生產(chǎn)時，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，而其他油組基本沒有參與生產(chǎn)，整體動用程度很差。

究其原因，主要是由于底水油藏天然能量相對較強(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，底水油藏對層間干擾有很大影響。因此，建議對于多層邊水油藏，可采用定向井合注合采方式；而對于具有一定儲量規(guī)模的底水油藏，應(yīng)采用水平井單獨(dú)開采方式，以抑制含水率的上升，減弱層間矛盾，改善儲層的整體動用程度。

2.3 縱向非均質(zhì)性影響規(guī)律分析

儲層縱向非均質(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，將流動系數(shù)級差(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的影響進(jìn)行綜合考慮。R的表達(dá)式為：

(5)

式中：R—— 流動系數(shù)級差；

Mmax、Mmin—— 全井段各油組最大、最小流動系數(shù)。

選擇秦皇島32-6油田10口流動能力級差各不相同的典型井進(jìn)行分析，基本信息如表1所示。通過動態(tài)反演法分別計算各井關(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(見圖3、圖4)。

表1 秦皇島32-6油田10口典型井流動系數(shù)級差

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，流動系數(shù)級差越大，抑制作用越強(qiáng)。對于流動系數(shù)級差大于10的油層，干擾程度始終保持在一個較高水平。因此，在具有一定儲量規(guī)模的情況下，此類油層不適合劃分為同一層系進(jìn)行合采。對于流動系數(shù)級差小于10的油層，合采初期層間干擾程度相對較弱，對采油能力不會造成太大影響；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量動用程度。

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。流動系數(shù)級差越大，含水初期層間干擾對油井采液能力的抑制作用越強(qiáng)。對于流動系數(shù)級差小于10的油層，含水率上升至一定階段后，層間干擾對油井采液能力的影響作用會出現(xiàn)反轉(zhuǎn)，由抑制采液轉(zhuǎn)變?yōu)榇龠M(jìn)采液；同時，流動系數(shù)級差越大，不同含水階段層間干擾對油井采液能力的影響也越大。對于普通稠油油藏而言，合采層段的儲層物性與流體性質(zhì)差異越大，高含水階段通過提液來改善差儲層動用程度的效果會越不理想。

3 層間干擾定量預(yù)測

(6)

流動系數(shù)級差是決定性因素，但級差項并不能全面地反映多層油藏縱向非均質(zhì)程度，好、中、差小層自身絕對流動能力對層間干擾也有明顯的影響。因此，同時采用流動系數(shù)級差、基準(zhǔn)流動系數(shù)、流動偏差系數(shù)這3個參數(shù)，可以共同描述儲層的整體非均質(zhì)狀況。基準(zhǔn)項與級差項共同描述儲集層整體流動能力范圍，即油藏縱向各小層絕對流動能力的大致分布范圍；級差項與偏差項共同描述儲集層的縱向非均質(zhì)程度，即油藏縱向各小層相對流動能力的差異程度。其中，級差項反映了好、差儲層之間的相互干擾，偏差項則考慮了中間儲層的影響。

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

(7)

(8)

式中：fw—— 含水率，%；

R—— 流動系數(shù)級差；

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

D—— 流動偏差系數(shù)；

λ、ω、γ、μ—— 常參數(shù)，數(shù)值見表2。

表2 公式中各常參數(shù)取值

表2中各參數(shù)的值，是通過秦皇島32-6油田56口典型生產(chǎn)井實際動靜態(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)砂巖油藏合采過程中的層間干擾規(guī)律預(yù)測工作。

4 現(xiàn)場應(yīng)用分析

將前面所觀察的規(guī)律應(yīng)用于SZ36-1油田，驗證其預(yù)測效果。

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，該油田儲層在縱向上可分為3套油組(Ⅰu、Ⅰd、Ⅱ)，原油黏度60 ～ 200 mPa·s，無邊底水影響，初期采用定向井合采 方式開發(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)測數(shù)據(jù)與實際數(shù)據(jù)進(jìn)行對比，結(jié)果見圖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)測效果更好，尤其是針對中高含水階段的預(yù)測精度較高。

表3 3口典型井基本信息

圖5 SZ-1井采油(液)指數(shù)預(yù)測結(jié)果對比

圖7 SZ-3井采油(液)指數(shù)預(yù)測結(jié)果對比

5 結(jié) 語

在一些多層底水油藏注水開發(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態(tài)反演方法定量評價層間干擾變化規(guī)律。

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

儲層物性及原油性質(zhì)差異是影響干擾程度的主要因素，建議將流動系數(shù)級差10作為開發(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發(fā)效果。