多層合采砂巖稠油油藏層間干擾動態(tài)表征及應(yīng)用*

許家峰 張金慶 程林松 安桂榮 耿站立

(1.中海油研究總院 北京 100028； 2. 海洋石油高效開發(fā)國家重點實驗室 北京 100028； 3.中國石油大學(xué)(北京) 北京 102249 )

多層合采砂巖稠油油藏層間干擾動態(tài)表征及應(yīng)用*

許家峰1,2張金慶1,2程林松3安桂榮1,2耿站立1,2

(1.中海油研究總院 北京 100028； 2. 海洋石油高效開發(fā)國家重點實驗室 北京 100028； 3.中國石油大學(xué)(北京) 北京 102249 )

為了獲得經(jīng)濟產(chǎn)油量，海上大部分油田采取了多層合采的開發(fā)方式，但由于儲層平面及縱向的非均質(zhì)，多層合采時層間干擾、注入水突進、儲量動用程度低等層間矛盾會逐漸凸現(xiàn)。基于層間干擾測試全過程，從干擾的階段性及動態(tài)特征出發(fā)，重新定義了層間干擾系數(shù)；建立了水驅(qū)砂巖稠油油藏多層合采層間動態(tài)干擾數(shù)學(xué)模型，揭示了滲透率、地下原油黏度、啟動壓力梯度等主控因素對層間干擾的影響規(guī)律，并針對不同主控因素提出了細分層系調(diào)整策略與時機。對海上油田細分層系的實施提出了建議，即通過細分注水有效緩解縱向矛盾，但須進一步提高3段以上細分注水工藝水平，使注水管理達到精細化。

多層合采；稠油油藏；層間干擾；主控因素；數(shù)學(xué)模型；調(diào)整時機；細分注水

多層合采是海上油田開發(fā)早期實現(xiàn)少井高產(chǎn)、提高油田開發(fā)經(jīng)濟效益的有效方法，但由于儲層平面及縱向的非均質(zhì)性，多層合采存在層間干擾[1-3]，這種干擾早期體現(xiàn)在新投產(chǎn)油井米采油指數(shù)降低，隨著油田注水見效、注入水突進，層間干擾體現(xiàn)在部分儲層儲量難以動用、水驅(qū)程度低，層間矛盾逐漸顯現(xiàn)。為了揭示層間干擾規(guī)律及對開發(fā)效果的影響，陸上油田進行了大量的礦場測試試驗及理論方法研究[4-5]，為油田分層系開發(fā)調(diào)整提供了科學(xué)依據(jù)。本文結(jié)合層間干擾測試過程，重新定義層間干擾系數(shù)，建立了多層合采動態(tài)層間干擾數(shù)學(xué)模型，揭示并表征了影響層間干擾的主控因素。

1 對層間干擾的重新認識

目前關(guān)于層間干擾還無統(tǒng)一的定義，很多學(xué)者將多層合采層間干擾系數(shù)定義為油井在相同的工作制度下各層分采時采油指數(shù)之和與多層合采時采油指數(shù)的差值除以各層分采時采油指數(shù)之和[6-7]。從油井測試的角度分析，該定義是準(zhǔn)確的，但在日常理論研究過程，如數(shù)值模擬、物理模擬中，往往將層間干擾系數(shù)統(tǒng)一到某一參照點來對比分析；而在實際油井測試過程中，往往須經(jīng)歷合測、關(guān)井若干天、分測、關(guān)井若干天的過程，在首次測試之后到第2次測試之前要經(jīng)歷4～5 d，各層近井地帶含油飽和度場及壓力場將發(fā)生變化，這個現(xiàn)象是客觀存在的，因此在物理模擬及數(shù)值模擬過程中也須遵循這個規(guī)律。針對這種情況，本文將層間干擾系數(shù)重新定義為

(1)

式(1)中：Ipi(t)為t時刻分測時第i層采油指數(shù)，m3/(d·m·MPa)；Iph(t)為t時刻合測時采油指數(shù)，m3/(d·m·MPa)。

在式(1)解釋模型基礎(chǔ)上，分析渤海A油田5口分層產(chǎn)能測試井干擾系數(shù)變化規(guī)律(圖1)，可以看出，從無水采油期到低中含水期，由于地層壓力較高以及注入水的驅(qū)動，中低滲層逐步得到動用，層間干擾系數(shù)逐步變小；隨著含水率上升，各層油水兩相滲流阻力差異加劇，高滲層含水急劇上升，中低滲層動用情況越來越差，層間干擾加劇。也就是說，多層砂巖合采在各含水階段均存在層間干擾的現(xiàn)象，但測試解釋的規(guī)律是否具有普遍性，對今后油田開發(fā)與調(diào)整有何啟示，需要深入探討。

圖1 渤海A油田5口測試井干擾系數(shù)變化規(guī)律

2 層間干擾數(shù)學(xué)模型的建立

水驅(qū)油過程中，各層水驅(qū)前緣運移快慢不同，導(dǎo)致各層滲流阻力變化造成層間干擾，滲流阻力的差異主要體現(xiàn)為儲層滲透率、儲層厚度、地下原油黏度、兩相滲流區(qū)域范圍等的差異。

2.1 假設(shè)條件

為研究多層油藏的水驅(qū)開發(fā)效果，建立了多層的理論模型。該數(shù)學(xué)模型的假設(shè)條件包括：①模型中注入端總注入量不隨時間變化(即為常數(shù))，注入量與產(chǎn)液量相等；②巖石和流體不可壓縮；③不考慮層間竄流；④水驅(qū)油是非活塞式驅(qū)替；⑤模型中不同時刻各層對應(yīng)的壓差相同；⑥考慮啟動壓力梯度。

2.2 數(shù)學(xué)模型的建立

油水兩相總滲流速度為

(2)

式(2)中：vt為油水兩相滲流速度，m/d；K為有效滲透率，mD；Kro為油相相對滲透率；Krw為水相相對滲透率；μo為地下原油黏度，mPa·s；μw為地下水黏度，mPa·s；p為地層壓力，MPa；G為啟動壓力梯度，MPa/m。

油水兩相區(qū)壓降為

(3)

式(3)中：xf為油水前緣位置，m。

純油區(qū)壓降為

(4)

式(4)中：Swc為束縛水飽和度，%；L為有效泄油半徑，m。

以不同黏度多層油藏為例，計算不同時刻各層的水驅(qū)動態(tài)。

第1層見水前產(chǎn)量公式為

(5)

其中

焦俊麗

(6)

(7)

(8)

式(8)中：μoi為i小層地下原油黏度，mPa·s。

(9)

初始時刻各個油層的累計產(chǎn)液量分別為

(10)

因此，各個油層的油水前緣位置為

(11)

各個油層的滲流阻力為

(12)

式(12)中：Kroi為第i層油相滲透率,mD。

第1層見水后及第2層見水前，第1層的油水兩相區(qū)滲流阻力R1為

(13)

式(13)中：Swe1為第1層見水后出口端含水飽和度，%。

第1層見水后

(14)

等飽和度面移動方程為

(15)

qo1=Vp1ΔSw1

(16)

式(16)中：Vp1為第1層的孔隙體積。

第i(i=2，3，…，n)層的產(chǎn)油量等于產(chǎn)液量，第2層見水后及第3層見水前，各層產(chǎn)液量、產(chǎn)油量、油水前緣位置求解方法與前一階段方法相同，以此類推。

3 層間干擾的主控因素及影響規(guī)律

3.1 模型參數(shù)選取

假設(shè)模型為3層，油藏長度為350 m，寬度為150 m，每個油層厚度5 m，孔隙度30%，注入端注水速度恒定為500 m3/d，3個油層滲透率分別為3 000、1 800、600 mD，原油黏度分別為17、50、85 mPa·s，水的黏度為0.7 mPa·s。

3.2 主控因素及影響規(guī)律

3.2.1 滲透率

僅考慮滲透率單因素變化。多層合采時，由于層間滲流阻力的差異，各層的產(chǎn)液量不是恒定不變，而是一個動態(tài)變化過程(如圖2中實線與虛線的差異，實線為動態(tài)干擾引起的產(chǎn)液量變化，虛線為不考慮干擾產(chǎn)液量變化)。考慮動態(tài)干擾后產(chǎn)液量級差比單采時大，且開發(fā)過程中不斷變化，整體表現(xiàn)為先增大后減小的趨勢(圖2、3)。

圖2 不同滲透率下產(chǎn)液量隨注水PV數(shù)變化圖

圖3 不同滲透率下高低滲層產(chǎn)液量倍數(shù)變化圖

合采、單采對高滲層見水影響較小，見水時間相差不大；但單采時，低滲層見水時間提前，加快了低滲層的動用(圖4、5)。

圖4 合采時產(chǎn)油量隨時間變化圖

圖5 單采時產(chǎn)油量隨時間變化圖

3.2.2 地下原油黏度

對比合采和單采條件下產(chǎn)液量隨PV數(shù)和含水率的變化發(fā)現(xiàn)，各層的產(chǎn)液量是一個動態(tài)變化過程，低黏層和高黏層的產(chǎn)液量差異在初期不斷增加，而到后期逐漸減小，產(chǎn)液量級差表現(xiàn)為先增大后減小的趨勢，隨著開發(fā)的進行，逐漸小于單采的產(chǎn)液量級差(圖6、7)。

圖6 不同原油黏度下產(chǎn)液量隨注水PV數(shù)變化圖

圖7 不同原油黏度下高低滲層產(chǎn)液量倍數(shù)變化圖

對比滲透率和黏度對動態(tài)干擾的影響，滲透率引起的產(chǎn)液量級差最高可達25倍，而地下原油黏度最高可達到8倍，相同物性級差條件下滲透率對層間干擾更加嚴重。另外，對比層間干擾峰值出現(xiàn)的時間，地下原油黏度導(dǎo)致的干擾峰值出現(xiàn)的更早。

3.2.3 啟動壓力梯度

在不同黏度多層水驅(qū)理論模型的基礎(chǔ)上，進一步研究考慮啟動壓力梯度時黏度差異對層間干擾的影響。稠油油田存在啟動壓力梯度，其中水相啟動壓力梯度較小，可以忽略。油相啟動壓力梯度(G)與流度(K/μ)存在如下關(guān)系[8]

(17)

考慮啟動壓力梯度后，高低黏層產(chǎn)液能力差異更大，層間動用差異變大，相同時間條件下中高黏層采出程度變低，層間干擾更明顯(圖8、9)。

圖8 不同黏度下啟動壓力梯度對產(chǎn)液速度影響

圖9 不同黏度下啟動壓力梯度對采出程度影響

4 實例應(yīng)用

4.1 油田基本概況

渤海PL-A油田縱向上主要開發(fā)新近系，為河流相沉積。含油層段地下原油黏度差異較大，其中中新統(tǒng)明化鎮(zhèn)組地下原油黏度為20 mPa·s，上新統(tǒng)館陶組為250 mPa·s；縱向滲透率級差小于5，平均滲透率為1 000 mD。截至2014年底，該油田開發(fā)井總數(shù)104口，反九點大段合采井網(wǎng)，綜合含水72%，動用儲量采出程度15%。

4.2 細分開發(fā)層系界限的確定

PL-A油田含油層段厚度達到100 m，采用大段合采時，縱向流體及滲透率差異導(dǎo)致層間干擾矛盾突出。現(xiàn)場測試資料表明，隨著合采油層厚度的增加，產(chǎn)油強度呈指數(shù)遞減，采油強度級差最大可達5倍，因此有必要細分層系開發(fā)，確定細分層系開發(fā)界限。

結(jié)合海上油田開發(fā)調(diào)整經(jīng)濟評價指標(biāo)，在新建平臺條件下，該油田單井累增油量須達到14萬m3以上才具備經(jīng)濟性，因此考慮儲層實際非均質(zhì)特征，結(jié)合層間干擾數(shù)值模擬實現(xiàn)方法，建立了典型井組數(shù)值模擬模型，結(jié)果表明：細分層系合理井距控制在300～400 m時開發(fā)效果最佳(圖10)；在400 m井距范圍內(nèi)，滲透率級差達到4倍以上時可細分為2套開發(fā)層系，滲透率級差在7倍以上時可考慮細分為3套開發(fā)層系(圖11)；黏度引起的層間干擾往往發(fā)生在早期，油田細分層系越早越好(圖12 、13)。

在細分層系界限理論圖版的基礎(chǔ)上，結(jié)合油田目前剩余油分布規(guī)律，將PL-A油田開發(fā)方案調(diào)整為細分2套層系開發(fā)，將普通稠油與中低黏度原油分開，同時局部將主力層與非主力層分開，增加新井57口，增加水驅(qū)可采儲量912萬m3，平均單井增加16萬m3，改善了油田水驅(qū)開發(fā)效果。

圖10 PL-A油田不同井距、分層套數(shù)下單井累增油量

圖11 PL-A油田不同滲透率級差、分層數(shù)單井累增油

圖12 PL-A油田不同黏度極差、分層數(shù)單井累增油

圖13 PL-A油田細分層系時機與單井累增油關(guān)系

5 對渤海油田細分層系開發(fā)建議

陸上油田在細分層系開發(fā)過程中總結(jié)出了3套經(jīng)典模式：新、老層系完全分開；老井不動，新層系用新井單獨開發(fā)；一套井網(wǎng)鉆穿各層逐層上返開發(fā)。

渤海部分油田在一定程度上借鑒了陸上油田的做法，也通過注水井的分段配注緩解了縱向矛盾，但已經(jīng)實施的126口分層配注井配注合格率僅63%。X油田分段配注情況表明，3段以內(nèi)配注合格率相對較高，超過3段后分段配注合格率小于50%(圖14)。

因此，在低油價、高成本條件下，渤海油田需要進一步提高3段以上細分注水工藝水平，使注水管理精細化。

圖14 渤海X油田分段數(shù)及配注合格率

6 結(jié)論

1) 基于對層間干擾的重新認識，建立了層間干擾數(shù)學(xué)模型，揭示了層間干擾的主控因素，主要包括儲層非均質(zhì)性、流體黏度差異及啟動壓力梯度。

2) 黏度引起的層間干擾往往發(fā)生在開發(fā)早期，而滲透率引起的層間干擾發(fā)生在開發(fā)中后期，因此，調(diào)整時機的選擇將影響油田調(diào)整的經(jīng)濟性，即當(dāng)?shù)叵略宛ざ炔町愝^大時，早期需要細分層系開發(fā)；當(dāng)儲層滲透率差異較大時，開發(fā)中后期再進行細分層系開發(fā)。

3) 渤海油田在借鑒陸上油田分層系開發(fā)做法的同時，也可考慮通過注水井細分注水來實現(xiàn)分層系開發(fā)，這對3段以上細分注水工藝及精細化注水管理提出了更高要求。

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(編輯：楊 濱)

The dynamic characterization and application of interlayer interference for sandstone heavy oil multilayer commingled producing

Xu Jiafeng1,2Zhang Jinqing1,2Cheng Linsong3An Guirong1,2Geng Zhanli1,2

(1.CNOOCResearchInstitute,Beijing100028,China; 2.StateKeyLaboratoryofOffshoreOilExploitation,Beijing100028,China; 3.ChinaUniversityofPetroleum,Beijing, 102249,China)

To achieve economical oil production, multilayer commingled producing is used in most offshore oilfields. However, because of the heterogeneous characteristics of reservoir, such contradictions as the interlayer interference, water fingering and low producing degree of reserves become more and more serious. Based on the procedure of well interference test, the interlayer interference coefficient is redefined based on the consideration of periodicity and dynamic characteristics. The dynamic interference mathematic model of multilayer commingled producing for water flooding sandstone heavy oil is established to reveal the effects of such main factors as permeability, viscosity and threshold pressure gradient on interlayer interference. The adjustment time and strategy are presented according to different controlling factors. The suggestion of subdivision of lay series for water flooding is proposed for offshore oilfield to meticulous management of water injection, in which the management of muti-stage water injection, especially more than three stages should be improved.

multilayer commingled producing; heavy oil reservoir; interlayer interference; main factors; mathematic model; adjustment time; subdivision injection

許家峰，男，高級工程師，主要從事油氣田開發(fā)理論及應(yīng)用研究。地址：北京市朝陽區(qū)太陽宮南街6號院海油大廈(郵編：100028)。E-mail：xujf@cnooc.com.cn。

1673-1506(2016)04-0048-07

10.11935/j.issn.1673-1506.2016.04.008

TE345

A

2016-01-12 改回日期：2016-03-24

*中國海洋石油總公司“十二五”科技重大專項“中海油油氣開發(fā)發(fā)展戰(zhàn)略研究(編號：CNOOC-KJ 125 ZDXM 06 LTD-06)”部分研究成果。

許家峰,張金慶,程林松，等.多層合采砂巖稠油油藏層間干擾動態(tài)表征及應(yīng)用[J].中國海上油氣，2016,28(4)：48-54.

Xu Jiafeng,Zhang Jinqing,Cheng Linsong,et al.The dynamic characterization and application of interlayer interference for sandstone heavy oil multilayer commingled producing[J].China Offshore Oil and Gas,2016,28(4):48-54.