海上薄互層砂巖油藏層系劃分及射孔優化方法
——以蓬萊19-3油田為例

康博韜，張迎春，姜 彬，陳國寧，郜益華，李晨曦

(1.海洋石油高效開發國家重點實驗室，北京 100028；2.中海油研究總院，北京 100028)

薄互層砂巖油藏分布范圍廣，儲量占比大，是中國未來產量接替的主要組成部分，未來開發潛力巨大[1]。從降低開發成本和提高經濟性的角度出發，海上薄互層砂巖油藏開發初期多采用定向井大段合采的方式，且一次井網的注采井距相對較大(300～500 m)。由于薄互層砂巖油藏的儲層發育特征不同于常規多層砂巖油藏，其縱向跨度大，往往發育多套油組，且同一油組內部的小層層數多、單層有效厚度薄(<5 m)、小層砂體展布范圍有限(<300 m)，小層的物性及流體性質差異明顯，整體縱向非均質性嚴重。同時，由于受到小層砂體展布范圍的影響，在一次井網條件下的各小層的注采連通狀況和水淹程度均存在很大差異，以上諸多影響因素導致小層之間的流動能力存在較大差異，進而不可避免地導致此類油藏在實際生產過程中的層間干擾現象非常嚴重，優勢層位水淹嚴重，而非優勢層位的儲量基本無法動用，嚴重影響油田的整體開發效果[2-6]。因此，準確認識薄互層砂巖油藏不同開發階段的層間干擾作用規律，進而合理劃分新油田的開發層系、優化老油田的加密井的射孔方案對于實現此類油田的高效開發和挖潛而言是至關重要的。

目前針對層間干擾規律的研究已有很多[7-17]，一方面，油藏工程方法和物理實驗模擬均以常規多層砂巖油藏為研究對象，以油組為研究單元，未細化至小層，研究尺度過大，同時，僅僅考慮了層間滲透率差異對于層間干擾作用規律的影響，考慮因素并不全面，形成的研究成果并不適用于縱向跨度大、小層層數多、厚度薄、砂體展布范圍小的海上薄互層砂巖油藏。另一方面，數值模擬研究又受到資料基礎的限制和目前處理能力的約束，基本無法精細刻畫小層的發育狀況，模擬結果與現場偏差很大，指導意義有限。整體來看，目前對海上薄互層砂巖油藏的層間干擾規律尚無準確的認識，缺乏有效的評價方法，油田現場層系劃分及射孔方案優化缺乏理論依據，風險和不確定性大，現場實施效果并不理想。

針對上述問題，在典型海上薄互層砂巖油藏蓬萊19-3油田展開深入的研究工作。基于層間干擾作用機理綜合考慮小層注采連通程度、小層滲透率、有效厚度、流體黏度以及小層水淹程度等關鍵性因素，通過油藏工程理論建立干擾系數計算公式。進一步結合蓬萊19-3油田動靜態資料分析，定量評價不同含水階段的層間干擾變化規律，準確預測合采過程中不同含水階段的產能情況，為此類油藏的開發層系的合理劃分和射孔方案優化提供理論基礎和技術支持。

1 研究油田的特征

蓬萊19-3油田為在渤南低凸起基底隆起背景上發育的、受北東和南北向走滑斷層控制的斷裂背斜構造，斷裂發育，平面上劃分為22個區塊。含油層段為明下段與館陶組，儲層埋藏深度在900～1 400 m，縱向跨度達到500 m，縱向上跨度大，劃分13個油組47個小層。縱向各層之間的儲層物性、流體性質及注采連通狀況差異非常明顯，非均質性較為嚴重。明下段屬于曲流河沉積，儲層平面變化大。館陶組屬于辮狀河三角洲沉積，儲層發育，主力層厚度大、連續性好，非主力層層數多，其中，小于5 m儲層占82%。該油田主體區目前已經進入開發中后期，含水已達87%，由于前期采用大段合層開采，層間干擾現象非常嚴重，縱向儲量均衡動用程度很差，薄互層采出程度僅為7%，油田的整體開發效果差。

2 層間干擾規律

2.1 干擾機理分析

根據目前研究認識，由于不同小層的流動能力不同，流動能力強的優勢層，流動阻力小，壓降小，易形成高壓系統[12]，進而抑制流動能力弱的非優勢層的產液貢獻率和儲量動用程度。同時，由于受到小層之間不同流動能力和產液速度的影響，流動能力強、產液貢獻大的優勢層位含水上升更快，反之，非優勢層位的含水上升則更慢，含水上升速度的差異又加劇了小層之間的流動能力差異，最直觀的表現即為隨著含水上升非優勢層的產量貢獻率及儲量動用情況越來越差，即層間干擾作用越來越嚴重。綜合以上分析，層間干擾變化規律主要受到小層之間的絕對流動能力差異，包括滲透率、有效厚度、流體黏度及注采連通程度和小層之間的相對流動能力差異，包括水淹程度、油水相對滲流能力、生產壓差兩個方面的共同影響。目前的傳統研究僅僅考慮絕對流動能力中的滲透率單一因素，而海上薄互層油藏受制于儲層發育特征和注采井距的共同作用，其小層注采連通程度和小層的油水相對流動能力的差異對于層間干擾的影響作用更為顯著，因此，傳統方法無法適用。

為了更加準確地評價海上薄互層砂巖油藏的層間干擾作用規律，引入小層流動能力F的概念定量表征各小層的絕對流動能力，定義如式(1)。該參數綜合了小層滲透率、有效厚度、流體黏度及注采連通程度等參數，能夠更加準確地描述小層間的絕對流動能力大小。

(1)

(2)

式中：Fi為第i小層的流動能力；Ki為第i小層的有效滲透率，μm2；Hi為第i小層的有效厚度，m；μi為第i小層的原油黏度，cp；Ti為第i小層的注采連通率；Hiconnected為第i小層與注水井連通的有效厚度，m；Hitotal為第i小層的總有效厚度，m。

研究表明，小層流動能力級差是決定性因素，但級差項并不能全面地反映小層的縱向非均質程度，小層本身絕對流動能力大小對層間干擾也有明顯的影響。為了更加全面描述小層之間的流動能力差異和層間矛盾情況，引入了小層基準流動能力(Fmin)和小層流動能力級差(Fmax/Fmean)兩項共同描述儲層的整體非均質狀況[12]。其中，Fmean為小層平均絕對流動能力，描述了油藏整體情況；Fmax和Fmin為小層最大和最小絕對流動能力，描述了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；Fmax/Fmean則描述了儲集層的縱向非均質程度，即油藏縱向各小層絕對流動能力的差異程度。

結合目前認識，干擾系數α是描述層間干擾嚴重程度的重要指標[12]。其物理意義是指，在某一含水率下，合采實際產能相比分采總產能所下降的幅度。干擾系數越大，表示層間干擾程度越嚴重，即非優勢層位所受到的抑制作用越明顯，合采開發效果也越差。

(3)

式(3)中:α為干擾系數；Jdoi為第i層單層產油指數，m3/(d· MPa)；Jo為合采實際產油指數，m3/(d· MPa)。

傳統的定向井產能多采用裘比公式加負表皮系數計算得到，由于對定向井角度引起的負表皮系數的計算方法不同，其中，Vandervlis法較為常用[18-19]，表達式為

(4)

式(4)中：Q為合采產量，m3/d；K為有效滲透率，μm2；h為有效厚度，m；pe為供給壓力，MPa；pwf為井底流壓，MPa；Bo為原油體積系數；μo為原油黏度，mPa·s；rwv為定向井井筒半徑，m；rwe為有效井筒半徑，m；L為定向井等效長度，m；h為有效厚度，m；θ為井斜角，rad；Rev為供給半徑，m；Sθ為井身結構表皮系數；Sd為完井表皮系數。

考慮油相相對滲透率隨含水率的變化關系，將式(3)、式(4)聯立后可得干擾系數計算公式[式(5)]，利用式(5)可根據實際生產資料求取在產井的干擾系數變化規律。

(5)

式(5)中：fw為含水率，%；Kro(fw)為不同含水率下的油相相對滲透率；n為小層總數；i為小層序號；(Kihi)/(μoiBoi)為小層的絕對流動能力(滲透率、有效厚度、流體黏度)；fwi、Kroi和pei-pwfi分別為小層之間相對流動能力(水淹程度、油水相滲、生產壓差)的差異。

2.2 干擾模式劃分

基于蓬萊19-3油田在產井的動靜態資料，利用式(5)計算各井干擾系數。分析可知，薄互層砂巖油藏多層合采過程中層間干擾對油井產能具有明顯的抑制作用，且不同流動能力級差、不同含水階段下層間干擾變化規律具有明顯的差別。

經統計，蓬萊19-3油田層間干擾作用規律可劃分為三種典型模式：先慢后快型、穩定上升型、先快后慢型。以蓬萊19-3油田3口典型生產井為例(表1)，三種層間干擾變化模式如圖1所示。由圖1可見，小層流動能力級差越大，初期層間干擾作用越嚴重，且加劇速度越快，對于開發效果的影響也越大。

表1 蓬萊19-3油田三口典型井基本信息

圖1 三種典型層間干擾變化模式

2.3 干擾評價圖版

選取蓬萊19-3油田具有代表性的30口生產井，利用式(5)計算各井干擾系數，去除噪點后通過三次樣條插值進行簡化處理，根據相關性分析結果，分別對各井不同含水階段的干擾系數進行分段多元擬合，建立薄互層砂巖油藏層間干擾定量評價圖版(圖2)。

圖2 蓬萊19-3油田層間干擾定量評價圖版

由圖2可知，當小層流動能力級差(Fmax/Fmean)在2.0～5.0時，層間干擾呈先慢后快型，中低含水階段層間干擾程度相對較弱且變化平緩，進入高含水階段后，層間干擾程度加劇，同時，流動能力級差越大，層間干擾程度上升越快；當小層流動能力級差(Fmax/Fmean)在5.0～7.0時，層間干擾呈穩定上升型，干擾程度穩步上升，抑制作用持續增強；當小層流動能力級差(Fmax/Fmean)大于7.0時，層間干擾呈先快后慢型，中低含水階段層間干擾程度快速上升，短期內即達到較高水平，對油井產能抑制作用較強，進入高含水階段后基本保持穩定。

綜合以上分析，進一步提出現場層系劃分策略，建議2.0

3 合采產能預測

3.1 產能預測公式

由于受到層間干擾的影響，海上薄互層砂巖油藏定向井合采產能及開發效果往往不及預期，傳統方法預測精度較低。基于蓬萊19-3油田典型井干擾系數計算結果，通過相關性分析確定干擾系數與小層流動能力級差、小層基準流動能力以及含水率等變量的相關關系，通過多元非線性擬合建立干擾系數定量預測公式[式(6)]，利用式(6)可預測目標生產井干擾系數隨含水率的變化規律。

(6)

式(6)中：κ、λ、ω、γ為模型參數。利用式(6)擬合不同模式生產井的干擾系數結果得到的參數取值如表2所示。

表2 蓬萊19-3油田干擾系數公式參數值

根據式(3)和式(4)，將小層流動能力F和干擾系數α引入傳統產能公式，建立適用于薄互層砂巖油藏的定向井合采產能預測公式[式(7)]。將式(6)、式(7)相結合可準確評價薄互層油藏定向井合采過程中產能隨含水率的變化情況。

(7)

3.2 應用效果驗證

以蓬萊19-3油田其他產區1口典型生產井B-01為例，該井縱向各小層流動能力如圖3所示。該井采用全井段籠統注采的方式進行生產，小層流動能力級差4.5，投產后實際產能未達預期。按照上述方法重新評價該井產能并與實際生產動態進行對比(圖4)，預測精度大幅提高。

圖3 B-01井基本情況

圖4 B-01井產能預測結果對比

4 現場應用

4.1 開發層系劃分

對于新投產區塊而言，各層水淹程度相對較弱，劃分開發層系時主要考慮各小層的滲透率、有效厚度、流體黏度及注采連通程度的差異[20]。以蓬萊19-3油田新區開發井J-01為例(圖5)。由圖5可知，該井區縱向非均質性嚴重，全井段小層流動能力級差為8.3，建議合理劃分層系開發。

圖5 J-01井區基本情況

按照小層流動能力差異可劃分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ共3個等級，其中Ⅰ類小層(L102小層)流動優勢程度明顯高于其他小層，Ⅱ類小層(L50/58/70/72/82/92/100)流動能力次之，Ⅲ類小層(L60/62/88/90/94/104/110/112/114)流動能力最弱。考慮經濟性及目前工藝水平，初步制訂4套層系劃分方案：籠統注采、兩套層系(Ⅰ/Ⅱ+Ⅲ)、兩套層系(Ⅰ+Ⅱ/Ⅲ)和三套層系(Ⅰ+Ⅱ+Ⅲ)。利用式(6)、式(7)分別預測J-01井區4種層系劃分方案下不同含水階段的層間干擾及產能變化規律(圖6)。

圖6 J-01井不同層系劃分方案產能對比

由圖6對比可知，劃分層系開發方案相比籠統注采方案層間干擾作用明顯減弱，產能明顯提高，開發效果得到大幅改善。整體來看，方案三和方案四的產能和開發效果改善程度最佳，同時考慮經濟效益及實施難度等問題，建議將方案三作為推薦方案，即劃分兩套層系開發，Ⅱ/Ⅲ類小層采用定向井合采開發，Ⅰ類小層(L102小層)單獨開發，可在改善開發效果的同時最大限度地提高經濟效益。

4.2 加密井射孔優化

對于老區加密井而言，長期開采導致各小層已發生不同程度的水淹，因此，射孔優化時需重點考慮小層水淹程度的差異狀況[20]。以蓬萊19-3油田群主體區加密井A-31為例(圖7)。由圖7可知，A-31井區小層流動能力接近，流動能力系數級差2.4，非均質性相對較弱，但各小層水淹程度差異明顯，全井段含水89%。根據小層水淹程度可將小層劃分為三類，其中，Ⅰ類小層(L82/86/62/74)小層水淹程度高，Ⅱ類小層(L84/72/50)水淹程度中等，Ⅲ類小層(L70/56/58)水淹程度相對較低。考慮經濟性及目前工藝水平，初步制訂三套射孔方案，分別為全射孔、避射Ⅰ類水淹層、避射Ⅰ+Ⅱ類水淹層。利用式(6)、式(7)分別預測A-31井區三種射孔方案下不同含水階段的層間干擾及產能變化規律，并根據不同射孔方案下的初期含水預測結果對各個產能曲線進行截斷處理(圖8)。

圖7 A-31井區基本情況

圖8 A-31井不同射孔方案產能對比

由圖8對比可知，避射不同程度的水淹層后，全井段含水將出現相應的下降，其產能及開發效果也有明顯差異。方案三避射Ⅰ/Ⅱ類水淹層全井段含水將下降至45%，但因有效厚度降低，導致產能也出現明顯下降，經濟性較差；對比全射孔方案，方案二的開發效果和經濟性最優，因此，建議避射Ⅰ類水淹層，全井段含水將降至60%，層間干擾作用將大幅減弱，同時產能提高約40 m3/d，累產油預計增加2.5萬m3。同時，待全井段含水上升至89%左右可重新打開Ⅰ類水淹層生產，確保儲量均勻動用，從而達到高效挖潛海上薄互層剩余儲量的目的。

5 結論

(1)相比常規多層砂巖油藏，海上薄互層砂巖油藏實際生產過程中層間干擾影響因素多，變化規律更為復雜，小層注采連通程度、滲透率、有效厚度、流體黏度以及水淹程度的差異均會對開發效果產生較大影響，需予以全面考慮。

(2)小層流動能力級差可作為海上薄互層砂巖油藏開發層系劃分的標準，小層流動能力級差5.0以內投產初期可進行合采開發，中高含水期建議進行層系調整，流動能力級差高于5.0的小層建議分層系開發，以確保油田整體的開發效果。

(3)研究方法考慮因素全面，預測精度高，現場實用性強，能夠為海上薄互層砂巖油藏的層系劃分及后期綜合調整等工作提供有力的技術支持，研究思路及工作流程對其他類型油藏具有指導意義。