渤海南部薄互層油藏層系調整界限實驗研究及應用

陽曉燕，王 龍，吳曉慧，何 芬，江遠鵬

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300459）

渤海南部A油田現井網分兩套層系開發，分別是淺層明化鎮組和深層沙河街組，其中沙河街組為其主力油組，采用大段合采定向井開發方式。沙河街組沙三段以辮狀河三角洲薄互層沉積為主[1–2]，儲層橫向變化較快，儲層連通關系復雜[3]，縱向跨度大，儲層薄，平均油層厚1.5～2.7 m，單層厚小于2.0 m的小層個數占比63%，儲層平均孔隙度為21.3%，平均滲透率為181.8×10–3μm2，是典型的中孔、中滲油藏。沙河街組地層原油黏度為1.53～2.69 mPa·s，原油密度為0.881 g/cm3，為輕質常規原油[4]。油田投產5年來，各類動態、測試資料表明水驅動用程度僅為57.8%，縱向層間和層內非均質嚴重，層間干擾明顯，現有井網難以實現各層的均衡驅替[5–6]。為進一步降低油田層間干擾[7–8]，國內外學者從滲流機理、影響因素等方面對層間干擾進行了研究。張士奇等[9]對氣井中發生層間干擾的條件和層間干擾對試氣資料的影響等做了研究，認為層間干擾使得各層之間流體產出量相差很大的主要原因是多層油藏的層間非均質性；莫建武等[10]利用巖心，通過設計不同多層組合方案，進行水驅油室內實驗，研究了各層的水驅動用程度、產量貢獻率、采出程度等水驅效果及其主要影響因素；王峙博等[11]通過室內巖心驅替實驗研究了滲透率級差對層間干擾系數的影響，并提出當滲透率級差大于10時，總干擾程度增加不明顯，幾乎保持不變。然而現有研究成果對于渤海油田薄互層油藏并不適用，為了探索適合渤海油田薄互層油藏的細分層系開發理論基礎，本文首次開展雙管水驅實驗[12]以及三維非均質水驅實驗研究[13–14]，提出層系細分調整界限，從而指導后續薄互層油藏的開發方案編制及調整挖潛。

1 實驗裝置及材料

雙管水驅實驗裝置由恒溫箱、ISCO高精度驅替泵（泵容積為260 mL，壓力范圍為0～7 500 psi，流速為0.001～107.000 mL/min，準確度為0.5%滿量程）、雙管并聯模型（長巖心夾持器，人造巖心長30.0 cm）、水釜、油釜及油水計量裝置等組成（圖1）。三維非均質水驅實驗裝置除了將雙管水驅實驗裝置中的雙管并聯模型變更為層間非均質三維模型和油藏飽和度監測系統外，其余均一致。兩套實驗用油均為取自A油田的地面脫氣原油與煤油按照6∶1復配而成（以下簡稱為復配油），然后利用毛細管黏度計測量其黏度。即先將復配油裝在黏度計里放到恒溫槽架子上，并把毛細管前后左右調垂直，然后在110 ℃（模擬油層溫度）下恒溫10 min，測定復配油黏度為2.03 mPa·s。實驗用水則根據A油田水分析報告進行配制，測試地層水黏度為0.40 mPa·s（地層水礦化度為8 457 mg/L）。

圖1 實驗裝置

2 方案設計及實驗步驟

大段合采井開發過程中產生層間干擾的影響因素非常多[15–17]，主要為防砂段跨度、防砂段段數、段間滲透率級差等，本文則重點針對滲透率級差對層間干擾的影響進行實驗研究。首先通過1根長巖心單采以及2根不同儲層物性的長巖心并聯來模擬多層油藏合采，分析滲透率級差對產油指數、含水率變化、采出程度等的影響，明確層間干擾程度；其次通過層間非均質三維水驅模型研究滲透率級差對油水兩相動態運移規律及剩余油分布規律的影響。考慮A油田儲層滲透率主要為300.0×10–3，100.0×10–3，25.0×10–3μm2，設計對比實驗方案見表1。

表1 不同類型實驗滲透率級差方案設定

雙管水驅實驗及三維非均質水驅實驗均采用恒速進行驅替，分別以合注分采和單注單采兩種方式進行原油驅替實驗，驅替過程中單獨記錄各長巖心、各小層的壓力，單獨進行出口油、水分離計量。具體實驗步驟[18]如下：

①實驗準備：模型稱干重，并測定死體積，對模型進行抽真空至1.0×10–3MPa后，再連續抽5 h。②飽和水：以3 mL/min的恒速飽和模擬地層水，充分飽和且穩定后，測水相滲透率，并計算孔隙體積及孔隙度。③飽和油：以3 mL/min的恒速飽和復配油，直至長巖心出口無水產出，建立束縛水飽和度，并測定束縛水條件下填砂管的油相滲透率。三維非均質模型飽和油時，動態監測飽和油過程中所有電極電阻率值的變化，待出口端完全出油且所有電阻率值完全保持穩定后，停止飽和油。④恒速法水驅油：以3 mL/min的速度恒速驅替，直至出口端含水率達到98%為止，驅替過程中隨時記錄各管、各層的壓力、產油量、產液量等數據。同時，三維膠結模型可通過監測不同時間不同位置的電阻率值來獲得飽和度分布及波及規律[9]。

3 實驗結果及分析

3.1 長巖心驅替實驗結果分析

實驗結果表明層間干擾對各項開發指標都有較大的影響。由圖2可知，開發過程可劃分為三個階段，分別是高滲層動用階段（第一階段）、高低滲層共動用階段（第二階段）、低滲層動用階段（第三階段）；其中高滲層與低滲層共同動用時，采油指數能得到有效提升，隨著滲透率級差增大，高低滲層共動用階段（第二階段）開始越晚且占比越小，層間矛盾越突出。隨著滲透率級差的增加，高滲層逐漸受到抑制，采油指數逐漸降低，整體采出程度低。

圖2 不同滲透率級差下采油指數與采出程度變化關系

隨著滲透率級差增加，層間干擾加劇，注入水沿高滲層突進，高滲層含水突破加快。滲透率級差越大，見水時間越提前，且含水上升越快，無水采油期大幅縮短（圖3），主要原因是多層合采儲層存在非均質性，油藏開發早期吸水較多的小層流體總黏度降低程度明顯，使得該小層的滲流能力提高，導致了層間干擾現象的增強。

圖3 不同滲透率級差下含水變化曲線

由圖4可知，隨著滲透率級差的增加，低滲層采出程度明顯變低，單采與合采差異增大，當滲透率級差為12時，低滲層單采與合采差異可達21.7%；隨著滲透率級差的增加，高滲層單采與合采差異則較小，即與高滲層相比低滲層受層間干擾影響更大。從合采結果來看，當滲透率級差超過3以后，兩層合采時低滲層的采收率較兩層單采時低滲層的采收率差異超過10%，隨著滲透率級差的增加，層間干擾越嚴重，嚴重抑制低滲層產出。產生這種現象的根本原因是滲透率級差越大，高滲層和低滲層滲流阻力差異越大，流體更容易從滲流阻力小的高滲層產出，對低滲層的抑制越嚴重，干擾越大。研究結果可較好地應用于油田實際生產，即通過對儲量豐度高的區域細分層系、儲量豐度低的區域進行產液結構調整來提高采收率。

圖4 不同滲透率級差下采出程度差異曲線

3.2 三維模型驅替實驗結果分析

當滲透率級差為12時，開發初期，由于高滲儲層流度大，流動阻力小，油氣快速運移（圖5），注入水基本全部進入高滲儲層，高滲儲層水線快速推進，含油飽和度快速降低，高滲儲層產出比例高，波及程度高，水淹程度高，低滲儲層波及效果差，幾乎不動用，采出程度低。隨著驅替倍數的增加，含水率（Fw）達到75%時，層間干擾逐漸加劇，注入水沿高滲儲層竄進，高滲儲層波及范圍更大，逐漸形成優勢通道，此時低滲儲層逐漸啟動，波及范圍小，主要為注水井附近受到注入水的波及區域，其余部位均未動用，采出程度仍較低；當含水率達到90%時，高滲儲層基本全部波及，優勢通道更明顯，剩余油飽和度更低，低滲儲層波及范圍進一步擴大，但波及效果仍較差，采出程度低，剩余油較富集，邊部區域則完全未動用。當滲透率級差為3時，隨著含水的增加，高滲儲層與低滲儲層水線同步推進，當含水率為90%時，高滲儲層與低滲儲層波及均較均勻，隨著滲透率級差的降低，低滲層受抑制作用減弱，可有效減小層間動用矛盾，提高低滲層的動用程度，同時也有效改善高滲層的突進狀況，大幅提高各層動用狀況，從而改善各層的開發效果。

圖5 不同滲透率級差條件下不同含水階段含油飽和度展布

綜合兩類實驗研究結果表明，滲透率級差太大，將會嚴重影響開發效果，高滲儲層的優勢通道給低滲儲層的開發帶來困難，有必要通過細分層系將滲透率級差控制在3以內，細分層系后將有效提高低滲儲層的動用程度，同時改善高滲儲層的水驅開發效果。

4 現場應用分析

4.1 指導層系調整

A油田1井區開發方案為沙三中亞段一套層系開發，其縱向上可細分為3個油組、30個小層。沙三中亞段Ⅰ油組分流河道發育，儲層橫向分布較穩定，儲層發育，物性較好（滲透率200.0×10–3～350.0×10–3μm2）；沙三中亞段Ⅱ油組、Ⅲ油組為典型進積體沉積[20]，物性較差（滲透率30.0×10–3～60.0×10–3μm2）。開發井單井油層厚度大，最厚達78.0 m，生產層位縱向跨度為163.0～286.0 m；目標層滲透率級差高達10.4，儲層非均質性嚴重。開發過程中層間干擾明顯，產能測試表明，單采沙三中亞段Ⅰ油組比采油指數為0.76 m3/（d·m·MPa），單采沙三中亞段Ⅱ油組比采油指數為0.46 m3/（d·m·MPa），合采沙三中亞段Ⅰ油組、Ⅱ油組比采油指數僅為0.40 m3/（d·m·MPa），層間干擾導致單井產能未能充分釋放；通過多口井的產吸剖面測試也表明各油組/小層動用不均衡，其中沙三中亞段Ⅱ油組部分小層不吸水、不產液、未有效動用，Ⅲ油組則完全未動用。

為進一步改善開發效果，結合物理模擬實驗界限以及井區儲量規模，提出對沙三中亞段Ⅰ油組、Ⅱ油組、Ⅲ油組細分層系開發。即在原井網基礎上重新部署注采井，使用兩套井網開發兩套層系，總計部署四套開發方案（表2）。對比分析開發效果，從采出程度與含水率關系曲線（圖6a）可以看出，目前籠統注采井網含水快速上升，而分注分采方案驅替均衡，含水上升緩慢，開發效果相對較好；從采出程度與生產時間關系曲線（圖6b）可以看出，籠統注采方案采出程度僅為24.3%，而細分層系后采出程度可提高5.2%～6.9%。細分層系減小了層間動用矛盾，提高了各層動用程度，尤其是低滲層沙三中亞段II油組、Ⅲ油組采出程度提高幅度可達15%～22%。細分層系后高滲層壓力降低，低滲層壓力抬升，高滲與低滲層壓差變小，有效減緩了層間干擾，含水上升也大幅度減緩。

表2 不同方案說明

圖6 采出程度與含水率、生產時間的關系曲線

4.2 指導產液結構調整

2井區是A油田的主力井區，主力生產層位為沙三上亞段和沙三中亞段，均以反七點規則井網開發，單井井控儲量低，井網較完善，縱向非均質性嚴重，隨著開發的進行，縱向層間干擾日趨嚴重，中高滲層單層突破，多數油井含水率呈臺階式上升，產量大幅遞減。2019年提出重點對2井區的1個高含水井組進行治理，該井組含水率高達85.8%，其中兩口生產井滲透率級差為10.6～15.8，動態監測資料分析，物性較差的沙三中亞段整體產出效果差，為了進一步改善井組的開發效果，同時考慮該井組儲量基礎薄弱，不適合增加調整井細分層系開發，提出利用現井網開關滑套進行輪采，進一步實現分層系開發。結合實驗研究結果，將該井組一口井關閉物性較好的沙三上亞段，單采沙三中亞段，另一口井關閉物性較差的沙三中亞段，單采沙三上亞段，分別將兩口生產井滲透率級差控制在3以內，同時對對應注水井重新實施分層調配，強化沙三中亞段注水，注采比提高到1.2，弱化沙三上亞段注水，將注采比控制在0.9。措施后，該井組含水率降低至45.3%，日增油達80 m3，大幅改善了該井區開發效果。

5 結論

（1）實驗結果表明，滲透率級差越大，開發效果越差。低滲儲層與高滲儲層相比，低滲儲層受層間干擾影響更大；高滲儲層水驅較均勻，低滲儲層動用程度較低，后期高滲層的優勢通道給低滲層的開發帶來困難。

（2）室內實驗及礦場實踐表明，滲透率級差控制在3以內能較好地改善開發效果，并首次提出渤海區域薄互層油藏早期細分調整層系的技術界限，研究成果對渤海類似中深層薄互層油田的開發方案編制以及調整挖潛具有指導意義。

（3）研究成果有效地指導渤海南部A油田提高采收率，即在儲量豐度高的區域進行層系細分重組，細分層系后采出程度可提高5.2%～6.9%；在儲量豐度較低的區域進行產液結構調整，實施后日增油達80 m3，有效改善了油田開發效果。