多层非均质层间窜流定量表征及开发对策

张庆龙

(中国石油冀东油田分公司，河北 唐山 063004)

0 引言

中国陆相油藏的沉积特点决定了其构造的复杂程度和强非均质性特征［1－2］。限于分注等工艺的技术瓶颈及经济效益等因素，在开发过程中会将性质接近的薄储层进行层系合并，在大部分多层非均质储层开发中均应用多层合采的开发方式［3］。对纵向上存在多层非均质性的储层进行多层合采时，由于系统间的渗流阻力差异会使不同渗透率级别的储层之间发生窜流现象，从而影响最终的开发效果［4］。

前人采用数值模拟、理论推导等方法，基于“干扰系数”及其衍变参数开展了多层合采条件下层间非均质性对总体产能影响的研究［5－8］。而对多层非均质系统内，各非均质层系间的窜流对主力产层的影响程度及规律的研究鲜有发表，同时通过室内实验实现层间窜流效应的测量及表征的研究也较为少见。多层非均质储层中的层间窜流主要发生在近生产井端，而常规柱塞岩心由于长度有限，无法通过沿程饱和度的动态变化表现出这种末端的窜流现象［9］。因此，采用3组不同渗透率差别的组合长岩心并联，模拟多层非均质储层中的层间窜流现象。

1 阿尔奇方法测量饱和度

1.1 测量原理

地层岩石及流体的导电性能差异很大，储层多孔介质不导电，储层原油导电能力很弱，电阻率为1.0×1016Ω·m，但地层水的导电能力很强。因此，饱和地层流体的岩石电性的差异对应储层中含水饱和度的差异，通过测量地层岩石的电阻率可间接得到多孔介质中的含水饱和度，该方法即阿尔奇方法［10］。

1.2 饱和度计算方法

饱和地层流体岩石的电阻率可采用如下公式来表征:

式中:R为岩石电阻率，Ω·m;r为电阻，Ω;A为岩石截面积，m2;L为岩石长度，m。

岩石电阻率与含水饱和度的关系可通过阿尔奇公式换算，Rt与Ro成正比［11］，其比例关系见式(2):

式中:I为电阻率增大系数;Ro为岩石100%饱和地层水的电阻率，Ω·m;Rt为岩石电阻率，Ω·m;Sw为含水饱和度，%;So为含油饱和度，%;b为岩性系数;n为饱和度指数。其中，n、b仅与多孔介质本身属性相关，其物理意义为多孔介质中油、水分布及含量对储层电阻率的影响，通过实验可测定这2个参数。

2 实验方法

2.1 实验材料与条件

实验油样采用M油田脱气原油，实验前通过抽真空过滤油样达到抑制有机质沉淀。在储层压力为24.5 MPa、温度为98℃条件下，测得原油密度为0.796 6 g/cm3，黏度为4.15 mPa·s。依据目标区地层水样过滤后的分析结果，复配获得实验用地层水。

实验采用高、中、低渗3个级别的岩心组合成三管并联长岩心，模拟多层非均质储层。实验用岩心取自M油田，取心的埋深为2 287～3 156 m。并联组合长岩心的基本岩心单元组成及其物理性质见表1。其中，各组组合长岩心平均渗透率计算公式［12］为:

表1 并联组合长岩心基本物理性质参数Table 1 The basic physical properties of the parallelly combined cores

式中:Kc为组合长岩心(串联)平均渗透率，mD;L为长岩心总长度，m;m为岩心个数，个;Lj为第j块岩心长度，cm;Kj为第j块岩心渗透率，mD。

2.2 实验装置及步骤

将岩心采用调和平均的方法置于岩心夹持器中，以便最大程度减少岩心排列方式对于实验结果的影响［13］。实验装置主要包括:ISCO泵、恒温控制箱、不锈钢高压长岩心夹持器、回压阀、电阻率仪。其中，岩心夹持器和电阻测量系统是装置的核心。实验步骤主要包括:①测量岩心基本物性参数，将岩心抽真空后饱和地层水，然后依次放入3个岩心夹持器中，在实验温度下恒温4h;②对3个长岩心管分别开始饱和油、造束缚水，并计算累计产水量及束缚水饱和度，同时，采用阿尔奇法测量各岩心饱和度分布，当同组内各岩心含水饱和度相差在3%以内，长岩心平均含水饱和度与物质平衡法计算值误差在3%以内，则满足实验条件;③通过调整高、中渗长岩心的渗透率，组合不同非均质性三管并联长岩心，开展多层非均质储层水驱油实验，恒速注入，驱替过程中，记录见水时间、产油量、产水量和岩样两端的驱替压差等生产动态数据，当含水率达到98%时，结束实验;④利用电阻率仪及 巡检采集系统记录实验过程中各组合长岩心中各岩心单元中部的电阻率，其中，头尾2块岩心测点布设在长岩心的首尾2个端面上。实验全过程中记录电阻仪表的读数，在见水时间、驱替压差突变时间等节点加密测量饱和度变化。

3 实验结果与分析

3.1 标定实验

实验采用稳态法测量油水相渗，保持油水总注入速度恒定，改变二者注入速度的比例，当驱替压差、两相注入速度均恒定时，认为岩心中的含水饱和度稳定，且多孔介质中的油水分布是均匀的，两相的渗透率为常数。测量该条件下岩样的电阻率，同时用称重法计算岩样的平均含水饱和度。改变油水注入速度比例，测得不同含水饱和度条件下的电阻率值，建立Sw与I双对数曲线(图1)。

由图1可知，根据阿尔奇公式，在双对数坐标系中，回归电阻率增大系数与含水饱和度呈线性关系式［14］。对电阻率与含水饱和度进行多段拟合以提高拟合精度，得到阿尔奇公式中的参数n和b。直线斜率即为饱和度指数，当岩心的含水饱和度不大于0.917时，直线斜率为2.152;当岩心含水饱和度大于0.917时，直线斜率为11.158。在实验过程中测得某时间点长岩心上某位置的实时电阻率，即可得到该点对应时间的含水饱和度。

图1 双对数坐标下I－Sw曲线Fig.1 The I－Swcurve in double logarithmic coordinate

3.2 多层并行合采方式层间窜流规律

图2为非均质三管长岩心末端含油饱和度动态变化情况。当下游产出液含水率为98%时，实验总注水量为1.21倍孔隙体积。由图2可知，高渗层的曲线变化规律为上下波动，这是由于受到了注入水驱替作用与中、低渗层向高渗层窜流倒灌作用的共同影响。窜流作用的机理:随驱替进行，中、低渗层产生大于高渗层的渗流阻力，在岩心末端产生由中、低渗层指向高渗层的附加压力梯度，导致中、低渗层流体倒灌进入高渗层，此后随层间压力梯度逐渐降低，窜流影响逐渐减弱直至消失［15］。

图2 非均质三管长岩心末端含油饱和度动态变化Fig.2 Dynamic changes of oil saturation at the end of the three long heterogeneous cores

分析高渗层末端含油饱和度变化过程，由图2可知:高渗层注入孔隙体积倍数为0.21时，水相突破，末端含油饱和度曲线由平缓下降后变为急剧下降;注入孔隙体积倍数为0.26时，高渗层含油饱和度开始回升，同一时间中渗层饱和度曲线突变为迅速下降，该时刻为中渗层向高渗层窜流的起始时间;注入孔隙体积倍数为0.29时，高渗层饱和度曲线由升转降，中渗层曲线由迅速下降变为平缓变化，中、高渗层间窜流结束;注入孔隙体积倍数为0.31时，中渗层突破，末端含油饱和度开始进入迅速下降阶段;注入孔隙体积倍数为0.33时，高渗层末端含油饱和度重新回升，对应低渗层的末端含油饱和度出现明显下降，注入孔隙体积倍数约为0.38时，2种变化趋势同时停止，低渗层引起的窜流作用结束;注入孔隙体积倍数为0.60时，低渗层突破，各层的末端含油饱和度随含水率升高均缓慢降低，直至平缓。低渗层含油饱和度在整个实验过程中没有出现回升，可见，中、低渗层引起的窜流均对与其层间差异更大的高渗层起作用，相比之下，中、低渗层间的窜流影响几乎可忽略。

多层合采条件下的层间窜流现象，实质为不同渗透率储层的分流量动态变化引起驱替压差的动态变化，进而又作用于各层的渗流过程引起的吸液量重新分配。以中、高渗层层间窜流为例，基于达西公式分析其主要机理如下:驱替前期，在初始驱替压差下，由于高渗层渗流能力更强，其流量更大，而中渗层的流量相对较小。此时，两相渗流引起的压力损耗使中、高渗层压差同时下降，但高渗层的压差下降速率大于中渗层，且层内压力传播速度更快。驱替压差变化又反过来作用于其分流量，使高渗层的流量下降速度快于中渗层，当到达某临界点时，二者流量相等，该时间点即中渗层接替高渗层，成为主产层的时间点。此后，中渗层的流量开始高于高渗层，在出口流量中各层分流率发生较大变化时，中渗层的部分流体从近生产井端窜流进入高渗层，引起末端饱和度的变化。低渗层的窜流机理类似，发生时机滞后。

对比中、低渗层引起的窜流效果，中渗层的窜流作用早于低渗层，窜流引起的饱和度变化大于低渗层，但低渗层的窜流作用影响时间更长，这是因为低渗层与高渗层之间的压力梯度更大，强非均质条件下低渗层的渗流能力远低于中、高渗层，因此，需要更长的时间来平衡层间压差。

3.3 不同非均质性层间窜流对比

为表征不同非均质性条件下层间窜流程度的大小，引入窜流系数的概念，其物理意义为中、低渗层第i块岩心在向高渗层窜流时间段内岩心无因次含油饱和度最低值与最高值之差。多层非均质储层中各渗透层的初始含油饱和度不同，即各层层间窜流引起的饱和度变化的基础值有较大差异。参考窜流现象的机理解释认为，各层驱替压差的动态变化是窜流现象的根本原因。因此，判定初始含油饱和度对窜流的影响，主要分析其对于驱替压差变化的影响。由经典渗流理论可知，两相渗流阻力受油水流量比例的影响，而初始含油饱和度越高，则原油流量占比越高，渗流阻力也越高。各层间最大初始饱和度差异仅为6.65%(表1)，其对渗流阻力的影响较为微小，这种渗流阻力的差异相比于各层由于渗透率级差导致的渗流阻力差异要小得多，因此，认为初始含油饱和度差异不是窜流程度差异的主控因素。为消除初始饱和度差异对窜流程度表征的影响，实现不同层窜流程度的平行对比，引入该层的原始含油饱和度以建立无因次化的窜流系数表征方法:

式中:αc为层间窜流系数，%;Sot为窜流结束时岩心含油饱和度，%;Soc为窜流开始时岩心含油饱和度，%;Soi为岩心初始含油饱和度，%。

以上述岩心组合为基础方案，计算该组合方案渗透率变异系数为1.15。通过替换中、高渗层的岩心渗透率模拟更强非均质的多层储层，替换后的高渗组合岩心渗透率为1 235.8 mD，中渗组合岩心渗透率为98.3 mD，该条件下的渗透率变异系数为2.66。基于新长岩心组开展相同的水驱多层非均质储层实验，2组实验中、低渗层引起的窜流程度差异见表2。由表2可知:末端7号岩心的窜流系数要高于位置更靠前的5、6号岩心，即窜流作用对于越靠近生产井的储层影响越显著;中渗层引起的窜流系数均明显大于低渗层，即多层非均质储层中，中高渗层间的窜流作用占主导地位。因此，对于近生产井段的开采层系调整等工作是抑制窜流作用的主要手段，为抑制层间窜流作用实施调整的层位应为中渗储层。由表2可知:渗透率变异系数为1.15的组合岩心中，中渗层窜流影响的岩心为6、7号岩心，而变异系数为2.66的组合岩心中，中渗层窜流影响的岩心为5、6、7号岩心，即储层非均质性越强，中高渗层间窜流作用影响的范围越大，由近生产井端向远端扩展;实验1中末端岩心的窜流系数为6.22%，实验2中窜流系数为8.72%，即非均质性越强，窜流作用对饱和度影响越大，开发效果越差;低渗层影响的高渗层岩心均仅限于储层末端，且窜流系数相差不大，因此，储层非均质性对于低渗层窜流作用的影响不大。

表2 不同非均质性下各层间窜流程度对比Table 2 Comparison of the interlayer channeling degree among under different heterogeneities

3.4 逐层开启合采方式效果

根据层间窜流的产生机理，通过逐层开启并叠加合采的方式分阶段降低层间非均质性导致的压力梯度。实验设计开采方式为:初始打开低渗层，低渗层发生突破后，打开中渗层，待中渗层发生突破后打开高渗层，生产至极限含水率实验停止。

表3为并行合采和逐层合采方式下，中、高渗层间窜流系数及各层采收率与总采收率的对比数据。由表3可知，渗透率变异系数为1.15时，采用逐层启动合采方式，将中渗层引起的总窜流系数(中渗层各岩心窜流系数加和)由9.40%降至2.32%，降低了7.08个百分点，而在渗透率变异系数为2.66时，窜流系数降低10.81个百分点。表明逐层开启合采方式有效降低了层间窜流的影响，且储层非均质性越强，改善效果越明显。

由表3可知:低渗层的采收率提升幅度最大，且非均质性越强，驱替附加的层间压力梯度越大，提升效果越明显，最终总采收率的提升效果越大。因此，对于多层非均质性储层，除了合理划分开发层系，其开发方式的优化也能进一步提高采收率。在现场应用时，应优先将具有相近渗透性的储层进行组合，再根据渗透率高低对各油组进行排序，先对低渗组进行短期开采，其余各组依据排序及逐层启动合采方案跟进，采取补孔等措施，不宜过多对强非均质储层进行笼统合采，进而增加层间窜流作用影响采收率。逐层合采作为针对多层非均质储层设计的开发方式能有效减少层间窜流影响，现场应用的关键是进一步优化逐层开启的时机。

表3 不同开发方式下中渗层窜流系数、各层采收率与总采收率Table 3 Channeling coefficient of medium－permeability layers，oil recovery rate of each layer and total oil recovery rate under different development methods

4 结论

(1)通过阿尔奇方法测定多层非均质长岩心端面含水饱和度，进而确定层间窜流程度，可实现对于层间窜流程度的准确测定与表征，为多层非均质储层层间窜流现象的研究提供了新的实验方法。

(2)多层非均质储层并行合采时，中、低渗层的流体会通过井筒流向高渗储层，抑制高渗层产出能力，即窜流现象，导致合采总采收率较低。储层非均质性越强，中、高渗层间窜流现象越严重，窜流影响范围越大，但对低、高渗层间窜流影响不大。

(3)基于多层并行合采导致的层间干扰机理，采用不同渗透层开启时间进行逐级开启可有效减弱层间窜流，提升了中、低渗层动用程度，最终采收率较多层并行合采提高了4.12个百分点。合理划分层系与逐层合采方案相结合是提高多层非均质油藏采收率的关键。