渤海油田层间干扰物理模拟研究及应用

缪飞飞，黄 凯，胡 勇，张吉磊，王美楠

(中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300459)

0 引 言

渤海海域近一半的油田属于复杂河流相油田，具有储层横向变化快、纵向上多期河道砂体相互交错叠置、非均质性强、流体性质差异大、油水关系复杂的特征。为了获得较高的经济产油量，油田投产初期均采用多层合采的开发模式，但由于储层、油水关系的复杂性及流体性质差异，多层合采出现层间干扰、注入水突进等问题，导致产油量递减快、储层动用程度低，随着开发时间延长，平面、层间矛盾日益突出[1-2]。改善该类油藏多层合采的开发效果，消除或降低层间干扰的影响是关键。目前层间干扰研究成果较多，许多研究只停留在单一影响因素上(渗透率或原油黏度)[3-8]；或是根据现场情况进行干扰现象研究，未能说明层间干扰的变化规律[9-11]；目前在研究方法上不系统，只是单一地利用数值模拟或是水驱油实验进行研究，而针对底水油藏层间干扰规律目前尚无研究[3-13]。

采用可视化的水驱油物理模拟实验，结合油藏工程方法和数值模拟技术，针对多层合采条件下层间干扰的主要因素进行分析，揭示了渗透率级差、黏度级差、渗透率与黏度比值级差及油藏底水等主控因素对层间干扰的影响规律，针对不同主控因素提出调整策略与时机，形成多层油藏层系细分界限。以研究成果为依据，指导了渤海A油田细分层系开发调整，并取得了突破性的开发效果。

1 多层注水合采油藏层间干扰物理模拟实验研究

1.1 实验原理

填充不同渗透率的填砂管模型以模拟高、中、低渗地层，或用不同黏度的模拟油饱和不同填砂管模型以形成高、低黏度地层，采用填砂管并联合注开发的方式，一端以恒压或定流量注入水。在实验过程中记录采液速度、采油速度和注入压力变化情况，反映在笼统注水条下的层间干扰变化情况。

1.2 实验方法

实验装置：填砂管长度为350 mm，内径为25 mm。实验方案：①不同渗透率级差定流量实验：原油黏度为67 mPa·s，实验流体为恒流量注入。其中，单采流量为1 mL/min，三管并联合采的流量为3 mL/min。②不同渗透率级差定压差实验：驱替压力为78 kPa，填砂管规格和原油黏度与定流量实验相同。③不同黏度级差定流量实验：单采流量为1 mL/min，两管并联合采的流量为2 mL/min。不同渗透率级差定流量及定压差实验分别为7套(28组)和2套(8组)实验方案(表1)；不同黏度级差定流量实验为8套(24组)实验方案(表2)。

表1 渗透率级差实验方案

表2 黏度级差实验方案

2 实验结果分析

2.1 定流量驱替实验

设计三管并联合注驱替实验。实验观察显示，三管笼统合注时，高渗管单层突进现象明显，水线推进较快，产出液、含水率上升较快，低渗管内的水驱油呈“近活塞”驱动，驱替较为缓慢。图1是渗透率级差为5.72时单采与合采实验采液指数、采油指数随含水率变化情况。由图1可知：高渗管采液指数、采油指数较高，而低渗管采液指数、采油指数很小，几乎接近于0，说明多层笼统注水，导致注入水更多地沿阻力较小的高渗层发生水窜和突进，渗流阻力较大的低渗层几乎驱替不到；尤其在高渗层见水之后，整个驱替压力迅速下降，进一步削弱低渗层原油渗流能力，导致低渗层受干扰程度大幅增加。

图1 渗透率级差为5.72时单采与合采实验采液、采油指数随含水率变化

三管合采驱油效率贡献率随渗透率级差变化情况(表3、4，图2)表明：① 随着渗透率级差增加，多层合采驱油效率逐渐降低；②随着渗透率级差的增大，低渗层受到层间干扰的影响更为严重；③在渗透率级差接近情况下，基准渗透率[13]低，总的驱油效率低，且低渗管贡献率低，这是由于高渗管水线突破最早，含水上升最快，导致低渗管更难动用，类似于木桶的短板理论，由此可知基准渗透层对整体合注合采影响较大；④渗透率级差大于3.00时，低渗管驱油效率及其驱油效率贡献率下降更为明显，因此，渗透率级差界限控制在3.00左右为宜。

表3 单管岩心驱油效率随渗透率级差变化

表4 不同基准渗透率下单管岩心驱油效率贡献率对比

图2 驱油效率贡献率随渗透率级差变化

2.2 定压差驱替实验

渗透率级差为2.13、3.47时，单采与合注合采驱油效率随总含水率变化情况见图3。由图3可知：①在含水率为60%～80%时，合注合采驱油效率与单采的驱油效率存在交点，该点称为干扰系数转折点。交点之前合注合采层间干扰严重；交点之后，由于定压生产导致中、低渗层逐步动用，类似现场“提液”过程，在一定程度上起到了抑制层间干扰的作用。②渗透率级差越大，转折点越延后，该结论对不同渗透率级差油田提液时机有一定指导意义。

2.3 黏度级差实验结果分析

图4为驱油效率、驱油效率贡献率与黏度级差关系。由图4可知：①随着黏度级差的增大，驱油效率呈指数下降趋势；②随黏度级差的增大，低黏管与高黏管贡献率曲线的张口越来越大，说明黏度级差较小时，高黏层可在较低的注采压差条件下得到动用，随着黏度级差增大，由于低黏层的干扰，无法建立足够的注采压差，导致高黏层不能水驱动用。结合目前渤海驱油效率最低界限为60%，确定其黏度级差界限约为3～4。

图3 不同渗透率级差单采与合注合采驱油效率随总含水率变化

图4 驱油效率、驱油效率贡献率与黏度级差关系

3 层间干扰理论应用分析

3.1 多层底水油藏层间干扰研究

利用稠油油藏定向井多层合采产能公式[13]，反算单井层间干扰系数。该产能公式考虑了各层渗透率、黏度、油层厚度、相渗、启动压力和小层数目对层间干扰的影响，更加接近实际生产。

选取A油田西区NmⅡ底水油藏生产及测试资料齐全的11口典型生产井计算干扰系数。根据底水油藏是否参与合采将生产过程划分为底水油藏参与合采和底水油藏未参与合采2个阶段。根据动静态资料，得到生产井关闭底水油藏前后干扰系数随含水率的变化情况。分析可知：①底水油藏参与生产时，层间干扰程度加剧时机早，幅度大，中高含水期层间干扰现象非常严重；关闭底水油藏后，层间干扰程度明显降低，且变化相对平缓；②流度级差越大，相同含水情况下的层间干扰程度相对越高。基于以上研究，多层底水油藏开发策略应为：底水油藏参与生产时，早期应关闭底水油藏，有利于改善储层的整体动用，对提高油藏最终采收率有很好的效果；底水油藏物性、流体性质越好，关闭底水油藏降低层间干扰影响的效果越明显。

3.2 多层油藏注水合采层间干扰数值模拟研究

依据物模实验研究成果，结合实际油藏数据分别建立合采和分采的机理模型，研究渗透率与黏度共同作用对层间干扰的影响，验证物理模拟及理论研究的可靠性。

图5为采出程度与流度级差关系曲线。由图5可知，随流度级差的增大，采出程度变化分3个阶段：第1阶段(流度级差为1～3)，采出程度降低幅度较小，在该级差范围，高、中、低流度的储层的渗流阻力相差不大，层间干扰较小；第2阶段(流度级差为3～7)，采出程度降低幅度增大，由于流度级差增大，中、低流度的储层明显受到层间干扰的影响，产油量逐级降低，干扰程度增加；第3阶段(流度级差大于7)，采出程度降低幅度趋于平稳，高流度的储层渗流阻力小，而渗流阻力较大的中、低流度的储层因受到层间干扰影响无法有效动用。由此可知，多层油藏合采层间干扰界限是流度级差约为3，与物模实验结果基本吻合。

图5 采出程度与流度级差关系

3.3 矿场实践

渤海A油田纵向上含油层段多(NmⅠ、NmⅡ、NmⅢ和NmⅣ)，油水关系复杂，地层原油黏度差异较大(78～260 mPa·s)，储层平均渗透率大约为2 000 mD。开发初期采用一套层系、边底水合采、定向井开发，油井投产后，含水迅速上升，产量递减大。根据多层合采层间干扰研究理论，指导了渤海A油田细分层系综合调整。对不同油藏类型、原油黏度或渗透率极差大于3的储层进行分采，由原来的一套层系定向井开发调整为3套层系水平井开发。分层系开发后，渤海A油田调整后的采油速度约为调整前的采油速度的2.57倍，采收率提高10.3个百分点(表5)。海上复杂河流相油田多层合采层间干扰及开发调整策略研究，从根本上解决了渤海A油田较为突出的层间矛盾，提高了储量动用程度。

表5 渤海A油田综合调整前后各油组开发指标对比

4 结 论

(1) 水驱油物理模拟实验及数值模拟研究表明，渗透率级差、黏度级差大于3，层间干扰明显增强，驱油效果变差。

(2) 多层合注合采油田含水率在60%～80%为干扰系数转折点，当含水大于80%，增大生产压差提液，在一定程度上可降低层间干扰，改善开发效果。

(3) 不同油藏类型合采时，底水油藏对层间干扰非常严重，越早关闭底水油藏，越有利于改善开发效果。

(4) 研究成果成功指导了渤海A油田层系开发调整及油井调整措施，对类似油田开发调整策略和措施制订有指导意义。