多層非均質層間竄流定量表征及開發對策

張慶龍

(中國石油冀東油田分公司，河北 唐山 063004)

0 引言

中國陸相油藏的沉積特點決定了其構造的復雜程度和強非均質性特征［1－2］。限于分注等工藝的技術瓶頸及經濟效益等因素，在開發過程中會將性質接近的薄儲層進行層系合并，在大部分多層非均質儲層開發中均應用多層合采的開發方式［3］。對縱向上存在多層非均質性的儲層進行多層合采時，由于系統間的滲流阻力差異會使不同滲透率級別的儲層之間發生竄流現象，從而影響最終的開發效果［4］。

前人采用數值模擬、理論推導等方法，基于“干擾系數”及其衍變參數開展了多層合采條件下層間非均質性對總體產能影響的研究［5－8］。而對多層非均質系統內，各非均質層系間的竄流對主力產層的影響程度及規律的研究鮮有發表，同時通過室內實驗實現層間竄流效應的測量及表征的研究也較為少見。多層非均質儲層中的層間竄流主要發生在近生產井端，而常規柱塞巖心由于長度有限，無法通過沿程飽和度的動態變化表現出這種末端的竄流現象［9］。因此，采用3組不同滲透率差別的組合長巖心并聯，模擬多層非均質儲層中的層間竄流現象。

1 阿爾奇方法測量飽和度

1.1 測量原理

地層巖石及流體的導電性能差異很大，儲層多孔介質不導電，儲層原油導電能力很弱，電阻率為1.0×1016Ω·m，但地層水的導電能力很強。因此，飽和地層流體的巖石電性的差異對應儲層中含水飽和度的差異，通過測量地層巖石的電阻率可間接得到多孔介質中的含水飽和度，該方法即阿爾奇方法［10］。

1.2 飽和度計算方法

飽和地層流體巖石的電阻率可采用如下公式來表征:

式中:R為巖石電阻率，Ω·m;r為電阻，Ω;A為巖石截面積，m2;L為巖石長度，m。

巖石電阻率與含水飽和度的關系可通過阿爾奇公式換算，Rt與Ro成正比［11］，其比例關系見式(2):

式中:I為電阻率增大系數;Ro為巖石100%飽和地層水的電阻率，Ω·m;Rt為巖石電阻率，Ω·m;Sw為含水飽和度，%;So為含油飽和度，%;b為巖性系數;n為飽和度指數。其中，n、b僅與多孔介質本身屬性相關，其物理意義為多孔介質中油、水分布及含量對儲層電阻率的影響，通過實驗可測定這2個參數。

2 實驗方法

2.1 實驗材料與條件

實驗油樣采用M油田脫氣原油，實驗前通過抽真空過濾油樣達到抑制有機質沉淀。在儲層壓力為24.5 MPa、溫度為98℃條件下，測得原油密度為0.796 6 g/cm3，黏度為4.15 mPa·s。依據目標區地層水樣過濾后的分析結果，復配獲得實驗用地層水。

實驗采用高、中、低滲3個級別的巖心組合成三管并聯長巖心，模擬多層非均質儲層。實驗用巖心取自M油田，取心的埋深為2 287～3 156 m。并聯組合長巖心的基本巖心單元組成及其物理性質見表1。其中，各組組合長巖心平均滲透率計算公式［12］為:

表1 并聯組合長巖心基本物理性質參數Table 1 The basic physical properties of the parallelly combined cores

式中:Kc為組合長巖心(串聯)平均滲透率，mD;L為長巖心總長度，m;m為巖心個數，個;Lj為第j塊巖心長度，cm;Kj為第j塊巖心滲透率，mD。

2.2 實驗裝置及步驟

將巖心采用調和平均的方法置于巖心夾持器中，以便最大程度減少巖心排列方式對于實驗結果的影響［13］。實驗裝置主要包括:ISCO泵、恒溫控制箱、不銹鋼高壓長巖心夾持器、回壓閥、電阻率儀。其中，巖心夾持器和電阻測量系統是裝置的核心。實驗步驟主要包括:①測量巖心基本物性參數，將巖心抽真空后飽和地層水，然后依次放入3個巖心夾持器中，在實驗溫度下恒溫4h;②對3個長巖心管分別開始飽和油、造束縛水，并計算累計產水量及束縛水飽和度，同時，采用阿爾奇法測量各巖心飽和度分布，當同組內各巖心含水飽和度相差在3%以內，長巖心平均含水飽和度與物質平衡法計算值誤差在3%以內，則滿足實驗條件;③通過調整高、中滲長巖心的滲透率，組合不同非均質性三管并聯長巖心，開展多層非均質儲層水驅油實驗，恒速注入，驅替過程中，記錄見水時間、產油量、產水量和巖樣兩端的驅替壓差等生產動態數據，當含水率達到98%時，結束實驗;④利用電阻率儀及 巡檢采集系統記錄實驗過程中各組合長巖心中各巖心單元中部的電阻率，其中，頭尾2塊巖心測點布設在長巖心的首尾2個端面上。實驗全過程中記錄電阻儀表的讀數，在見水時間、驅替壓差突變時間等節點加密測量飽和度變化。

3 實驗結果與分析

3.1 標定實驗

實驗采用穩態法測量油水相滲，保持油水總注入速度恒定，改變二者注入速度的比例，當驅替壓差、兩相注入速度均恒定時，認為巖心中的含水飽和度穩定，且多孔介質中的油水分布是均勻的，兩相的滲透率為常數。測量該條件下巖樣的電阻率，同時用稱重法計算巖樣的平均含水飽和度。改變油水注入速度比例，測得不同含水飽和度條件下的電阻率值，建立Sw與I雙對數曲線(圖1)。

由圖1可知，根據阿爾奇公式，在雙對數坐標系中，回歸電阻率增大系數與含水飽和度呈線性關系式［14］。對電阻率與含水飽和度進行多段擬合以提高擬合精度，得到阿爾奇公式中的參數n和b。直線斜率即為飽和度指數，當巖心的含水飽和度不大于0.917時，直線斜率為2.152;當巖心含水飽和度大于0.917時，直線斜率為11.158。在實驗過程中測得某時間點長巖心上某位置的實時電阻率，即可得到該點對應時間的含水飽和度。

圖1 雙對數坐標下I－Sw曲線Fig.1 The I－Swcurve in double logarithmic coordinate

3.2 多層并行合采方式層間竄流規律

圖2為非均質三管長巖心末端含油飽和度動態變化情況。當下游產出液含水率為98%時，實驗總注水量為1.21倍孔隙體積。由圖2可知，高滲層的曲線變化規律為上下波動，這是由于受到了注入水驅替作用與中、低滲層向高滲層竄流倒灌作用的共同影響。竄流作用的機理:隨驅替進行，中、低滲層產生大于高滲層的滲流阻力，在巖心末端產生由中、低滲層指向高滲層的附加壓力梯度，導致中、低滲層流體倒灌進入高滲層，此后隨層間壓力梯度逐漸降低，竄流影響逐漸減弱直至消失［15］。

圖2 非均質三管長巖心末端含油飽和度動態變化Fig.2 Dynamic changes of oil saturation at the end of the three long heterogeneous cores

分析高滲層末端含油飽和度變化過程，由圖2可知:高滲層注入孔隙體積倍數為0.21時，水相突破，末端含油飽和度曲線由平緩下降后變為急劇下降;注入孔隙體積倍數為0.26時，高滲層含油飽和度開始回升，同一時間中滲層飽和度曲線突變為迅速下降，該時刻為中滲層向高滲層竄流的起始時間;注入孔隙體積倍數為0.29時，高滲層飽和度曲線由升轉降，中滲層曲線由迅速下降變為平緩變化，中、高滲層間竄流結束;注入孔隙體積倍數為0.31時，中滲層突破，末端含油飽和度開始進入迅速下降階段;注入孔隙體積倍數為0.33時，高滲層末端含油飽和度重新回升，對應低滲層的末端含油飽和度出現明顯下降，注入孔隙體積倍數約為0.38時，2種變化趨勢同時停止，低滲層引起的竄流作用結束;注入孔隙體積倍數為0.60時，低滲層突破，各層的末端含油飽和度隨含水率升高均緩慢降低，直至平緩。低滲層含油飽和度在整個實驗過程中沒有出現回升，可見，中、低滲層引起的竄流均對與其層間差異更大的高滲層起作用，相比之下，中、低滲層間的竄流影響幾乎可忽略。

多層合采條件下的層間竄流現象，實質為不同滲透率儲層的分流量動態變化引起驅替壓差的動態變化，進而又作用于各層的滲流過程引起的吸液量重新分配。以中、高滲層層間竄流為例，基于達西公式分析其主要機理如下:驅替前期，在初始驅替壓差下，由于高滲層滲流能力更強，其流量更大，而中滲層的流量相對較小。此時，兩相滲流引起的壓力損耗使中、高滲層壓差同時下降，但高滲層的壓差下降速率大于中滲層，且層內壓力傳播速度更快。驅替壓差變化又反過來作用于其分流量，使高滲層的流量下降速度快于中滲層，當到達某臨界點時，二者流量相等，該時間點即中滲層接替高滲層，成為主產層的時間點。此后，中滲層的流量開始高于高滲層，在出口流量中各層分流率發生較大變化時，中滲層的部分流體從近生產井端竄流進入高滲層，引起末端飽和度的變化。低滲層的竄流機理類似，發生時機滯后。

對比中、低滲層引起的竄流效果，中滲層的竄流作用早于低滲層，竄流引起的飽和度變化大于低滲層，但低滲層的竄流作用影響時間更長，這是因為低滲層與高滲層之間的壓力梯度更大，強非均質條件下低滲層的滲流能力遠低于中、高滲層，因此，需要更長的時間來平衡層間壓差。

3.3 不同非均質性層間竄流對比

為表征不同非均質性條件下層間竄流程度的大小，引入竄流系數的概念，其物理意義為中、低滲層第i塊巖心在向高滲層竄流時間段內巖心無因次含油飽和度最低值與最高值之差。多層非均質儲層中各滲透層的初始含油飽和度不同，即各層層間竄流引起的飽和度變化的基礎值有較大差異。參考竄流現象的機理解釋認為，各層驅替壓差的動態變化是竄流現象的根本原因。因此，判定初始含油飽和度對竄流的影響，主要分析其對于驅替壓差變化的影響。由經典滲流理論可知，兩相滲流阻力受油水流量比例的影響，而初始含油飽和度越高，則原油流量占比越高，滲流阻力也越高。各層間最大初始飽和度差異僅為6.65%(表1)，其對滲流阻力的影響較為微小，這種滲流阻力的差異相比于各層由于滲透率級差導致的滲流阻力差異要小得多，因此，認為初始含油飽和度差異不是竄流程度差異的主控因素。為消除初始飽和度差異對竄流程度表征的影響，實現不同層竄流程度的平行對比，引入該層的原始含油飽和度以建立無因次化的竄流系數表征方法:

式中:αc為層間竄流系數，%;Sot為竄流結束時巖心含油飽和度，%;Soc為竄流開始時巖心含油飽和度，%;Soi為巖心初始含油飽和度，%。

以上述巖心組合為基礎方案，計算該組合方案滲透率變異系數為1.15。通過替換中、高滲層的巖心滲透率模擬更強非均質的多層儲層，替換后的高滲組合巖心滲透率為1 235.8 mD，中滲組合巖心滲透率為98.3 mD，該條件下的滲透率變異系數為2.66。基于新長巖心組開展相同的水驅多層非均質儲層實驗，2組實驗中、低滲層引起的竄流程度差異見表2。由表2可知:末端7號巖心的竄流系數要高于位置更靠前的5、6號巖心，即竄流作用對于越靠近生產井的儲層影響越顯著;中滲層引起的竄流系數均明顯大于低滲層，即多層非均質儲層中，中高滲層間的竄流作用占主導地位。因此，對于近生產井段的開采層系調整等工作是抑制竄流作用的主要手段，為抑制層間竄流作用實施調整的層位應為中滲儲層。由表2可知:滲透率變異系數為1.15的組合巖心中，中滲層竄流影響的巖心為6、7號巖心，而變異系數為2.66的組合巖心中，中滲層竄流影響的巖心為5、6、7號巖心，即儲層非均質性越強，中高滲層間竄流作用影響的范圍越大，由近生產井端向遠端擴展;實驗1中末端巖心的竄流系數為6.22%，實驗2中竄流系數為8.72%，即非均質性越強，竄流作用對飽和度影響越大，開發效果越差;低滲層影響的高滲層巖心均僅限于儲層末端，且竄流系數相差不大，因此，儲層非均質性對于低滲層竄流作用的影響不大。

表2 不同非均質性下各層間竄流程度對比Table 2 Comparison of the interlayer channeling degree among under different heterogeneities

3.4 逐層開啟合采方式效果

根據層間竄流的產生機理，通過逐層開啟并疊加合采的方式分階段降低層間非均質性導致的壓力梯度。實驗設計開采方式為:初始打開低滲層，低滲層發生突破后，打開中滲層，待中滲層發生突破后打開高滲層，生產至極限含水率實驗停止。

表3為并行合采和逐層合采方式下，中、高滲層間竄流系數及各層采收率與總采收率的對比數據。由表3可知，滲透率變異系數為1.15時，采用逐層啟動合采方式，將中滲層引起的總竄流系數(中滲層各巖心竄流系數加和)由9.40%降至2.32%，降低了7.08個百分點，而在滲透率變異系數為2.66時，竄流系數降低10.81個百分點。表明逐層開啟合采方式有效降低了層間竄流的影響，且儲層非均質性越強，改善效果越明顯。

由表3可知:低滲層的采收率提升幅度最大，且非均質性越強，驅替附加的層間壓力梯度越大，提升效果越明顯，最終總采收率的提升效果越大。因此，對于多層非均質性儲層，除了合理劃分開發層系，其開發方式的優化也能進一步提高采收率。在現場應用時，應優先將具有相近滲透性的儲層進行組合，再根據滲透率高低對各油組進行排序，先對低滲組進行短期開采，其余各組依據排序及逐層啟動合采方案跟進，采取補孔等措施，不宜過多對強非均質儲層進行籠統合采，進而增加層間竄流作用影響采收率。逐層合采作為針對多層非均質儲層設計的開發方式能有效減少層間竄流影響，現場應用的關鍵是進一步優化逐層開啟的時機。

表3 不同開發方式下中滲層竄流系數、各層采收率與總采收率Table 3 Channeling coefficient of medium－permeability layers，oil recovery rate of each layer and total oil recovery rate under different development methods

4 結論

(1)通過阿爾奇方法測定多層非均質長巖心端面含水飽和度，進而確定層間竄流程度，可實現對于層間竄流程度的準確測定與表征，為多層非均質儲層層間竄流現象的研究提供了新的實驗方法。

(2)多層非均質儲層并行合采時，中、低滲層的流體會通過井筒流向高滲儲層，抑制高滲層產出能力，即竄流現象，導致合采總采收率較低。儲層非均質性越強，中、高滲層間竄流現象越嚴重，竄流影響范圍越大，但對低、高滲層間竄流影響不大。

(3)基于多層并行合采導致的層間干擾機理，采用不同滲透層開啟時間進行逐級開啟可有效減弱層間竄流，提升了中、低滲層動用程度，最終采收率較多層并行合采提高了4.12個百分點。合理劃分層系與逐層合采方案相結合是提高多層非均質油藏采收率的關鍵。