海上砂礫巖油藏層間與層內(nèi)干擾實驗研究

羅憲波

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300459）

受各層段儲層巖性、物性以及開采過程中各層段地層壓力與流體物性差異等的影響[1-3]，對于縱向上沒完全隔開的海上強非均質(zhì)性厚油藏而言，在采用大井距和多層合注合采注水開發(fā)方式時，始終會存在層與層之間相互制約和干擾的問題，不恰當(dāng)?shù)拈_發(fā)模式會導(dǎo)致各層吸水能力、產(chǎn)出狀況以及水淹程度差異加劇，生產(chǎn)動態(tài)上反映出較大的層間矛盾，從而影響各層段和油藏整體的均衡動用和油藏最終采收率[4-7]。為了提高各層儲量均衡動用程度和油藏整體最終采收率，需要從降低油藏注水開發(fā)層間矛盾角度出發(fā)，把握層間干擾影響主要因素，通過多層合采層間干擾程度表征和評價研究，找出影響層間干擾程度主控因素，為強非均質(zhì)厚油藏開發(fā)技術(shù)策略和措施制定提供依據(jù)。

1 地質(zhì)油藏概況

C油田位于渤海中西部海域，區(qū)域上為依附于石南一號邊界斷層發(fā)育的復(fù)雜斷塊構(gòu)造，平面劃分6個含油井區(qū)，含油層系包括新近系明化鎮(zhèn)組、館陶組、古近系東營組。儲層物性上明化鎮(zhèn)組、館陶組為高孔高滲，東二下段為中孔中滲，東三段為中低孔中低滲。流體性質(zhì)上明下段為重質(zhì)油，館陶組為中—重質(zhì)油，東二下段、東三段為輕質(zhì)油。油藏類型上發(fā)育構(gòu)造油藏、巖性-構(gòu)造油藏、巖性油藏，以構(gòu)造油藏為主。該油田于2014年10月發(fā)現(xiàn)，主力單元東三段為砂礫巖儲層，經(jīng)油層段測試，產(chǎn)能高，為構(gòu)造、巖性-構(gòu)造油藏，原油黏度介于0.64～1.95 mPa·s，為輕質(zhì)油，原油性質(zhì)好。

C油田東三段為陡坡帶扇三角洲沉積體，發(fā)育巨厚砂礫巖儲層，非均質(zhì)性強，巖性復(fù)雜，巖性以巨厚砂礫巖、含礫砂巖、細砂巖等沉積為主，整體儲層及巖性組合橫向變化快，平面、縱向上非均質(zhì)性強，物性差異明顯，具有“厚、雜、強、大”4 項特征。“厚”是指東三段發(fā)育巨厚層砂礫巖沉積，單個油層厚度超140 m；“雜”是指具有十分復(fù)雜的巖性，井上鉆遇多種類型巖性；“強”是指儲層非均質(zhì)性強，橫向、縱向儲層物性差異程度較高；“大”是指儲量規(guī)模大。縱向上，含礫使得地層巖性復(fù)雜，非均質(zhì)性強，巖性識別及參數(shù)評價存在不確定性；平面上，兩期扇體疊置導(dǎo)致地震響應(yīng)變化大，儲層橫向預(yù)測存在困難，巖性及物性差異大，儲層橫縱向非均質(zhì)性強，東三段油藏為渤海首例巨厚砂礫巖油藏注水開發(fā)項目，儲層精細研究及開發(fā)方式在渤海油田無類似研究經(jīng)驗可借鑒，缺少開發(fā)經(jīng)驗。

東三段在采用大井距和多層合注合采注水開發(fā)方式時，由于縱向上夾層沒完全隔開，始終存在層間以及厚油層內(nèi)的干擾問題，不恰當(dāng)?shù)拈_發(fā)模式會導(dǎo)致層間、層內(nèi)不同部位吸水能力、出油狀況以及水淹程度不同，生產(chǎn)動態(tài)上反映出較大的層間矛盾，從而影響各層段以及層內(nèi)油藏整體的均衡動用和油藏最終采收率。為了提高各層及層內(nèi)儲量均衡動用程度和油藏最終采收率，結(jié)合國內(nèi)外類似油藏成功開發(fā)經(jīng)驗，需要通過建立層間干擾表征模型，明確層間和層內(nèi)干擾的實質(zhì)，形成多層合采產(chǎn)能預(yù)測方法，分析多層合采產(chǎn)能主控因素，為優(yōu)化論證油藏開發(fā)層系、層內(nèi)分段注采模式和合理井網(wǎng)井距，提升C 油田東三段強非均質(zhì)巨厚油藏注水開發(fā)效果，為東三段巨厚油藏制定合理的開發(fā)策略奠定實驗基礎(chǔ)。

2 干擾系數(shù)

目前，定量表征層間干擾程度的方法是通過定義層間干擾系數(shù)來表征多層合采開發(fā)導(dǎo)致油井的產(chǎn)液能力、產(chǎn)油能力和采出程度相較于單注單采時的降低程度[8-10]，如式（1）—式（3），包括采液指數(shù)干擾系數(shù)式（1）、采油指數(shù)干擾系數(shù)式（2）和采出程度干擾系數(shù)式（3）。其中，采液指數(shù)可替換為日產(chǎn)液量，定義為日產(chǎn)液量干擾系數(shù)；采油指數(shù)可替換為日產(chǎn)油量，定義為日產(chǎn)油量干擾系數(shù)；采出程度可替換為累產(chǎn)油量或累產(chǎn)液量，定義為累產(chǎn)油量或累產(chǎn)液量干擾系數(shù)。

式中：α(t)為采液指數(shù)干擾系數(shù)；β(t)為采油指數(shù)干擾系數(shù)；γ(t)為采出程度干擾系數(shù)；Jdli(t)為第i層單采時的采液指數(shù)，單位m3/(d·MPa)；Jdoi(t)為第i層單采時的采油指數(shù)，單位m3/(d·MPa)；Erdi(t)為第i層單采時的采出程度；Jhli(t)為多層合采時第i層的采液指數(shù)，單位m3/(d·MPa)；Jhoi(t)為多層合采時第i層的采油指數(shù)，單位m3/(d·MPa)；Erhi(t)為多層合采時第i層的采出程度。

3 室內(nèi)實驗研究

層間非均質(zhì)實驗大致可以分為2 大類[11-12]：一類是利用“一維巖心驅(qū)替實驗”研究層間非均質(zhì)干擾；另一類是利用“三維大模型驅(qū)替”實驗研究層間非均質(zhì)干擾。基于當(dāng)前幾種典型的干擾系數(shù)定量表征模型，最終確定建立以“單采、合采的采油指數(shù)”作為衡量指標(biāo)和以“單采、合采的采出程度”作為衡量指標(biāo)的2 種層間干擾系數(shù)求取方法，計算公式如式（2）和式（3）所示。

實驗研究考慮到實驗壓力以及滲透率條件能夠比較準(zhǔn)確模擬，因此，采用了一維巖心驅(qū)替實驗裝置進行研究，在現(xiàn)有層間非均質(zhì)實驗?zāi)M基礎(chǔ)上，還設(shè)計了層內(nèi)干擾的實驗。

實驗提取C 油田東三段儲層主體特點，按照相似原理設(shè)計出多層合采層間與層內(nèi)干擾研究物理模型，并開展多層合采層間干擾實驗研究，以期探索層間干擾的實質(zhì)，為建立多層合采層間干擾模型，為開展層間與層內(nèi)干擾程度定量表征理論研究提供依據(jù)。

3.1 層間干擾實驗

3.1.1 實驗流程

①巖心氣測孔隙度及滲透率測試，巖心抽真空飽和模擬地層水；②裝入驅(qū)替裝置，逐個測試單相水液測滲透率；③逐個巖心油驅(qū)水，建立束縛水飽和度，采用定流量的驅(qū)替方式，逐個巖心水驅(qū)油，求取殘余油飽和度；④再次逐個巖心油驅(qū)水，建立束縛水飽和度，并與初期束縛水飽和度對比，直至束縛水飽和度與初次測定束縛水飽和度基本接近進行下步實驗；⑤按照儲層基本情況選擇巖心組合，采用定流量的驅(qū)替方式，進行并聯(lián)驅(qū)替，驅(qū)替至組合巖心含水至98%，計算總體驅(qū)油效率和每個巖心的驅(qū)油效率，與③中每個巖心驅(qū)油效率比較，得到干擾系數(shù)；⑥若上述第5 步結(jié)束時，產(chǎn)水基本來自最高貢獻巖心，關(guān)閉此巖心，繼續(xù)進行驅(qū)替，至組合巖心含水至98%，若此時產(chǎn)水基本來自最高貢獻巖心，關(guān)閉此巖心，繼續(xù)驅(qū)替，直至最后一個巖心。

3.1.2 層間干擾實驗方案

采用定流量對比單采和合采驅(qū)替產(chǎn)出情況，確定干擾系數(shù)[13-16]。實驗單個巖心驅(qū)替流量為2 mL/min，4 塊巖心并聯(lián)驅(qū)替流量采用8 mL/min，實驗采用的4塊巖心的基本參數(shù)如表1所示。

表1 層間干擾實驗巖心基本參數(shù)Table 1 Basic parameters of cores in interlayer interference experiment

3.2 層內(nèi)干擾實驗

模擬油藏存在層內(nèi)非均質(zhì)情況的生產(chǎn)動態(tài)，以及對應(yīng)情況下的層內(nèi)干擾情況，以期探索層內(nèi)干擾的實質(zhì)，以及檢驗采用干擾系數(shù)表征干擾效果。

3.2.1 實驗流程

①巖心氣測孔隙度及滲透率測試，巖心抽真空飽和模擬地層水；②裝入驅(qū)替裝置，逐個測試單相水液測滲透率；③逐個巖心油驅(qū)水，建立束縛水飽和度，再以定流量的驅(qū)替方式，逐個組合巖心水驅(qū)油，求取組合巖心殘余油飽和度；④再次逐個巖心油驅(qū)水，建立束縛水飽和度，并與初期束縛水飽和度對比，直至束縛水飽和度與初次測定束縛水飽和度基本接近進行下步實驗；⑤裝入實驗裝置，驅(qū)替至組合巖心含水至98%，計算總體驅(qū)油效率與③中每個巖心驅(qū)油效率比較，確定干擾效果影響程度。

3.2.2 層內(nèi)干擾實驗方案

該實驗是為了模擬油藏存在層內(nèi)非均質(zhì)情況的生產(chǎn)動態(tài)，以及對應(yīng)情況下的干擾情況。實驗采用的6 塊巖心，兩兩組合的模式進行實驗，巖心基本情況數(shù)據(jù)如表2所示。3 組串聯(lián)組合（X1 和4-3、X3 和Z3、3-3和Z6）的滲透率分別是（55.69、59.26、58.13）×10-3μm2。

表2 層內(nèi)與層間非均質(zhì)組合干擾實驗巖心基本參數(shù)Table 2 Basic parameters of core in the heterogeneous combination interference experiment within and between layers

4 實驗測試結(jié)果分析

4.1 層間干擾實驗結(jié)果分析

模擬單個巖心單獨驅(qū)替（單采）流量2 mL/min，并聯(lián)驅(qū)替（合采）在8 mL/min 情況下進行單個巖心驅(qū)替和并聯(lián)驅(qū)替。為了與之前的文獻實驗結(jié)果相對比[17-26]，采用相同含水率對應(yīng)情況下的干擾系數(shù)進行了處理。當(dāng)高滲巖心含水率達到98%時，將其關(guān)閉。此時并聯(lián)組合巖心含水率為85%，以此為含水率上限，將合采采油指數(shù)與單采采油指數(shù)累加相比，進行干擾系數(shù)分析。圖1 為定流量驅(qū)替條件下的單采與合采的實驗結(jié)果的對比，由實驗結(jié)果分析可知：

圖1 定流量驅(qū)替條件下單采與合采的實驗結(jié)果對比Fig.1 Comparison between experimentalresultsofsingleproduction and combined production underconstantflow displacementconditions

1）合采時主要采油能力主要來自高滲層，合采時的高滲層的驅(qū)替動力高于單采時的驅(qū)替動力（驅(qū)替壓力梯度），高滲巖心產(chǎn)油能力得到大幅度的提升。

2）定流量驅(qū)替單采和合采時按照定義式計算有了干擾系數(shù)，分析其原因是單驅(qū)與合驅(qū)時各巖心驅(qū)替動力（壓力）完全不一樣，此時各巖心間并沒有流體的交換。

3）對比單采和合采采收率（關(guān)閉高滲層后繼續(xù)驅(qū)替）可知：高驅(qū)替壓差（流量），對低滲巖心可帶來正面影響，對高滲巖心卻可能帶來負面影響，加速了優(yōu)勢滲流通道形成。

4）巨厚砂礫巖油藏層間干擾隨著時間推移，含水上升，干擾系數(shù)逐漸增大，但在高含水期有所下降（圖2）。

圖2 采油指數(shù)干擾系數(shù)隨含水率的變化Fig.2 Variation of production index interference coefficient with water cut

4.2 層內(nèi)干擾實驗結(jié)果分析

同時存在壓力干擾與流體交換的干擾模擬實驗，兩巖心串聯(lián)單獨驅(qū)替（單采），合采時通過六通閥將串聯(lián)巖心中部連通，驅(qū)替模式采用定流量模式。分析實驗結(jié)果可知：

1）對于串并組合驅(qū)替的模式，采油指數(shù)干擾系數(shù)在驅(qū)替的前半部分出現(xiàn)，在早期采油指數(shù)干擾系數(shù)較大，隨著含水率增加采油指數(shù)逐漸變小（圖3—圖6），同時采油指數(shù)干擾系數(shù)也相應(yīng)的變小（圖7）。

圖3 巖心X1和巖心4-3串聯(lián)單采采油指數(shù)隨含水率的變化Fig.3 Variation of oil production index with water cut of core X1 and core 4-3 in series single recovery

圖4 巖心X3和巖心Z3串聯(lián)單采采油指數(shù)隨含水率的變化Fig.4 Variation of oil production index with water cut of core X3 and core Z3 in series single recovery

圖5 巖心3-3和巖心Z6串聯(lián)單采采油指數(shù)隨含水率的變化Fig.5 Variation of oil production index with water cut of core 3-3 and core Z6 by series single recovery

圖6 采油指數(shù)隨含水率的變化Fig.6 Variation of oil production index with water cut

圖7 采油指數(shù)干擾系數(shù)隨含水率的變化Fig.7 Variation of production index interference coefficient with water cut

2）串并組合的模式在合采時必然同時存在層內(nèi)的壓力干擾與流體竄流，其單采和合采的流動路徑、流動阻力發(fā)生變化，與前期的理論研究建立的模型滲流過程完全不一致。雖然由定義計算依然出現(xiàn)了干擾系數(shù)，但可以看出：干擾系數(shù)只能表征不同驅(qū)替狀態(tài)（流動的改變）帶來的產(chǎn)量變化的影響，不能從本質(zhì)上去描述層內(nèi)干擾與竄流的問題。層內(nèi)干擾的實質(zhì)應(yīng)該是不同儲層滲流阻力變化隨著時間的變化，導(dǎo)致儲層流量分配的改變，其核心因素還是儲層自身的非均質(zhì)性帶來的影響，而且是動態(tài)變化的；層內(nèi)水竄必然沿著最小滲流阻力的流線發(fā)生，低滲（高滲流阻力）區(qū)域可能完全不能參與流動，造成大量剩余油產(chǎn)生，通過流動通道的調(diào)整，才能實現(xiàn)低滲區(qū)域的有效動用，如圖8—圖11所示。

圖8 單采時各巖心組合出口端的含水率隨時間的變化Fig.8 Variation of water cut of each core combination with time during single production

圖9 單采時各巖心組合的含水率隨時間的變化Fig.9 Variation of water cut of each core combination with time during single production

圖10 合采時各巖心組合出口端的含水率隨時間的變化Fig.10 Variation of water cut at the outlet of each core combination during combined production

圖11 合采時各巖心組合出口端的含水率隨時間的變化Fig.11 Variation of water cut over time at the outlet of each core combination during combined production

5 結(jié)論與認識

1）多層合采層間干擾實驗研究表明，合采時主要采油能力來自于高滲層，高滲層的驅(qū)替壓力梯度高于單采時，高滲巖心產(chǎn)油能力得到大幅度的提升，導(dǎo)致層間干擾的原因是單驅(qū)與合驅(qū)時各巖心驅(qū)替壓力梯度不同，建議以此作為依據(jù)，開展井網(wǎng)重組與調(diào)整，提高油田采收率。

2）層內(nèi)干擾的實質(zhì)是不同儲層滲流阻力變化隨著時間的變化，導(dǎo)致儲層流量分配的改變，其核心因素是儲層自身的非均質(zhì)性帶來的影響。

3）巨厚層砂礫巖油藏，水竄必然沿著最小滲流阻力的流線發(fā)生，低滲（高滲流阻力）區(qū)域可能完全不能參與流動，造成大量剩余油產(chǎn)生，通過流動通道的調(diào)整，才能實現(xiàn)低滲區(qū)域的有效動用。