基于層間干擾中劣勢滲流層的實驗認識及礦場實踐
——以渤海油田PLX 油田為例

李金宜，李其正，劉英憲，羅憲波，康 凱，陳娜娜

（1.中海石油（中國）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300459；2.中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司中海油實驗中心，天津 300452）

針對多層合采層間干擾的研究主要有礦場測試[1-3]、油藏工程[4-5]、數值模擬[6-7]、室內實驗[8-11]等方面。王守磊[7]等人引入擬啟動壓力梯度并在數值模擬軟件中實現對層間干擾系數進行模擬預測；楊婷媛等人認為多層合采層間干擾對低滲透層干擾最嚴重，高含水后期需要針對低滲透層段實施具有針對性的、精準的開發策略；繆飛飛等人利用填砂管并聯實驗，分析稠油油藏滲透率級差和黏度級差對層間干擾的影響并用數值模擬方法進行驗證；武云云等人利用三維物模實驗，分析層間干擾下高滲層與中低滲層飽和度場演化規律。層間干擾的研究成果較多，大多是圍繞干擾現象進行分析和總結，深入儲層多孔介質微觀非均質性挖掘產生干擾機理的研究較少。PLX 油田是渤海河流相油藏，縱向薄互層發育，投產初期以一套井網合采多層砂體，單井微相復雜多變，主力儲層和薄層合采造成層間干擾嚴重。目前，礦場已推進三套井網進行細分層系調整，合采層滲透率級差調整前為12～15，調整后為4～7，層間干擾有所減弱，但干擾仍然存在。為有效釋放層間干擾中劣勢滲流層的剩余油潛力，需從干擾現象深入機理本質，確定干擾產生的深層原因，為PLX油田細分層系后減弱干擾、挖潛剩余油提供方向。

1 微觀可視化驅油實驗

PLX 油田合采層位的流體性質差異不大，產生層間干擾的主因在于縱向儲層間的差異。生產井縱向合采多個沉積微相類型的儲層，各微相儲層的微觀孔喉結構差異較大。綜合巖心和井壁取心的壓汞、粒度和鑄體薄片等實驗，建立油田微相儲層孔喉結構微觀分類標準[12-13]（表1）。Ⅱ類儲層和Ⅲ類儲層微觀儲層參數值明顯低于I 類儲層，平均孔喉比大于5.5，平均喉道半徑小于15 μm，平均孔徑小于160 μm，Ⅲ類儲層面孔率低于10%。合采時，微觀孔喉結構較差是Ⅱ類儲層和Ⅲ類儲層成為劣勢滲流層的主因。

表1 PLX 油田微相儲層孔喉微觀分類

選取微相儲層典型鑄體薄片圖像，通過酸刻工藝制成玻璃微觀刻蝕模型，孔徑下限低至1 μm（圖1）。

圖1 1 349.5 m 河道微相儲層微觀模型制作過程

制作30 組玻璃微觀刻蝕模型并開展微觀可視化驅油實驗，一注一采，驅替倍數達30 PV 后結束實驗，實驗結果按沉積微相分類統計（表2、圖2）。從統計結果看，Ⅱ類儲層、Ⅲ類儲層微觀平均采出程度低于I 類儲層。孔喉微觀結構的差異對微觀波及體積和微觀洗油效率影響較大，剩余油類型及分布也相差較大。從表2 可以看出，Ⅱ類儲層和Ⅲ類儲層微觀平均波及體積和微觀平均洗油效率比I 類儲層低，剩余油類型以連片狀為主，油滴、油膜狀剩余油較少。

表2 不同沉積微相微觀實驗結果

分析水驅前緣形態（圖2），I 類儲層驅替較均衡，剩余油呈分散狀態，偶見少量局部富集，Ⅱ類儲層和Ⅲ類儲層均出現水驅指進現象，注采連通性較差。注入水突破后，Ⅱ類儲層仍可以緩慢進入部分喉道并提高水驅波及，而Ⅲ類儲層在水驅指進后難以進一步擴大波及體積（表3）。劣勢滲流儲層多孔介質中，孔喉比較大，水相很難克服從孔道進入喉道的阻力，形成大面積繞流，剩余油以連片狀大量富集，水驅動用效果差。從表4 可以看出，隨著驅替倍數增加，I 類儲層剩余油由連片狀向油滴狀、油膜狀轉化，即使在實驗后期（較高驅替倍數），油滴狀、油膜狀剩余油比重還在緩慢增加；而Ⅱ類儲層和Ⅲ類儲層油滴狀、油膜狀剩余油比重在實驗后期維持固定比重，只有比重較大的連片狀剩余油緩慢減小；由于油相連片聚集，滲流阻力遠高于I 類儲層。因此，在相同的驅替壓力梯度下進行多層合采，微相儲層間微觀孔喉結構的較大差異，決定了Ⅱ類儲層和Ⅲ類儲層動用程度遠低于I 類儲層，成為合采時的劣勢滲流層，產生層間干擾。

表3 不同微相儲層微觀驅油實驗結果

表4 不同微相儲層剩余油類型及在孔隙中含量

圖2 不同微相儲層微觀驅油圖像（30 PV）

2 層間干擾評價實驗

基于儲層分類結果，以特定目數篩分散砂，設計一維長巖心驅替實驗，填砂管為φ25 mm×1 000 mm，開展多層合采時層間干擾評價實驗（表5～表7）。從表6 可以看出，合采級差越大，干擾系數越大。

表5 單管長巖心驅替實驗

從表6 中3 號管和4 號管合采時較單管驅油下降幅度可以看出，I 類儲層最大下降幅度達到10%后不再受滲透率級差影響；從表6 中1 號管合采時較單管驅油下降幅度可以看出，Ⅲ類儲層隨著合采級差增大，驅油效率較單管下降幅度也逐步增大，最高達到30%；從三管并聯實驗結果看（表7），除與雙管并聯實驗規律一致外，當Ⅲ類儲層干擾幅度達到峰值（約30%）時，Ⅱ類儲層受到的干擾程度開始增強，隨著級差增大，Ⅲ類儲層在強干擾下無法產出，而Ⅱ類儲層開始進入強干擾區間。多層合采時，在不考慮厚度加權下，層間干擾主要影響Ⅱ類儲層和Ⅲ類儲層等劣勢滲流層的生產；當合采壓差一定時，劣勢滲流層的剩余油開采難度遠高于I 類儲層。

表6 雙管長巖心驅替實驗

表7 三管長巖心驅替實驗

通過回歸實驗數據，建立多層合采時層間干擾評價實驗圖版（圖3），可用于不同含水階段層間干擾系數評估。水驅初期的干擾程度較弱，隨著含水增高，干擾程度明顯增強；儲層非均質性越強，層間干擾越嚴重，對開發效果的干擾影響會越早，進入強干擾階段更快，在相同干擾系數下，含水率更低。

圖3 層間干擾實驗圖版

3 劣勢滲流層強化注采挖潛機理

大量文獻表明[14-15]，細分層系是解決多層合采層間干擾的有效方法。層系細分后，合采級差減小，縱向驅替更加均衡，Ⅱ類儲層和Ⅲ類儲層能得到更大的水驅面通量（單位面積通過的流量，m3/m2），可提高劣勢滲流層孔喉驅油效率和儲層采出程度。渤海油田多個主力油藏高倍數水驅油實驗表明，適當提高驅替倍數，增大多孔介質水驅面通量，可有效提高劣勢滲流層巖心樣品的水驅油效率值，部分稠油樣品可接近、甚至超過優勢滲流層樣品值。從表8可以看出，儲層中物性較差的劣勢滲流層樣品在提高驅替倍數后，驅油效率均提高5.0%～10.0%。因此，礦場上對Ⅱ類儲層和Ⅲ類儲層實施細分層系注采，可有效動用儲層內剩余油。

表8 渤海各類型油藏樣品高倍水驅油效率

4 礦場實踐

渤海PLX 油田是典型的多層砂巖油藏，I 類儲層厚度大，橫向發育連續性好，水驅控制程度高，已進入“雙高”階段；Ⅱ類儲層和Ⅲ類儲層厚度中等，連續性較差，合采模式下水淹層厚度占20%～40%，剩余儲量占比超過50%。2020 年初推進劣勢滲流層細分注采礦場先導試驗，VX 井僅射孔Ⅱ類儲層和Ⅲ類儲層生產。投產后穩產在30 m3/d，含水基本穩定。含水相同時，比采油指數是周邊合采井（兼顧I 類儲層）AX 井和BX 井的1.8 倍，劣勢滲流層單獨開發，干擾明顯減緩（圖4）。

圖4 VX 井生產層位及比采油指數

5 結論

（1）PLX 油田Ⅱ類儲層和Ⅲ類儲層是合采時的劣勢滲流層，其微觀孔喉結構比I 類儲層差，微觀波及體積和微觀洗油效率整體上低于I 類儲層，剩余油類型以連片狀為主，油滴、油膜狀剩余油較少。微觀孔喉結構非均質性強以及連片狀剩余油大量富集，加劇了劣勢滲流層流體滲流阻力，因此，劣勢滲流層較I 類儲層受干擾程度更大。

（2）多層合采時層間干擾對劣勢滲流層干擾程度更大，干擾系數可高達30%。通過細分層系調整對Ⅱ類儲層和Ⅲ類儲層強化注采，可有效提高劣勢滲流層采出程度。

（3）研究成果應用于礦場先導試驗，強化劣勢滲流層注入，實現縱向均衡驅替，是PLX 油田細分層系后的主要挖潛方向之一。