渤海南部薄互层油藏层系调整界限实验研究及应用

阳晓燕，王 龙，吴晓慧，何 芬，江远鹏

（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300459）

渤海南部A油田现井网分两套层系开发，分别是浅层明化镇组和深层沙河街组，其中沙河街组为其主力油组，采用大段合采定向井开发方式。沙河街组沙三段以辫状河三角洲薄互层沉积为主[1–2]，储层横向变化较快，储层连通关系复杂[3]，纵向跨度大，储层薄，平均油层厚1.5～2.7 m，单层厚小于2.0 m的小层个数占比63%，储层平均孔隙度为21.3%，平均渗透率为181.8×10–3μm2，是典型的中孔、中渗油藏。沙河街组地层原油黏度为1.53～2.69 mPa·s，原油密度为0.881 g/cm3，为轻质常规原油[4]。油田投产5年来，各类动态、测试资料表明水驱动用程度仅为57.8%，纵向层间和层内非均质严重，层间干扰明显，现有井网难以实现各层的均衡驱替[5–6]。为进一步降低油田层间干扰[7–8]，国内外学者从渗流机理、影响因素等方面对层间干扰进行了研究。张士奇等[9]对气井中发生层间干扰的条件和层间干扰对试气资料的影响等做了研究，认为层间干扰使得各层之间流体产出量相差很大的主要原因是多层油藏的层间非均质性；莫建武等[10]利用岩心，通过设计不同多层组合方案，进行水驱油室内实验，研究了各层的水驱动用程度、产量贡献率、采出程度等水驱效果及其主要影响因素；王峙博等[11]通过室内岩心驱替实验研究了渗透率级差对层间干扰系数的影响，并提出当渗透率级差大于10时，总干扰程度增加不明显，几乎保持不变。然而现有研究成果对于渤海油田薄互层油藏并不适用，为了探索适合渤海油田薄互层油藏的细分层系开发理论基础，本文首次开展双管水驱实验[12]以及三维非均质水驱实验研究[13–14]，提出层系细分调整界限，从而指导后续薄互层油藏的开发方案编制及调整挖潜。

1 实验装置及材料

双管水驱实验装置由恒温箱、ISCO高精度驱替泵（泵容积为260 mL，压力范围为0～7 500 psi，流速为0.001～107.000 mL/min，准确度为0.5%满量程）、双管并联模型（长岩心夹持器，人造岩心长30.0 cm）、水釜、油釜及油水计量装置等组成（图1）。三维非均质水驱实验装置除了将双管水驱实验装置中的双管并联模型变更为层间非均质三维模型和油藏饱和度监测系统外，其余均一致。两套实验用油均为取自A油田的地面脱气原油与煤油按照6∶1复配而成（以下简称为复配油），然后利用毛细管黏度计测量其黏度。即先将复配油装在黏度计里放到恒温槽架子上，并把毛细管前后左右调垂直，然后在110 ℃（模拟油层温度）下恒温10 min，测定复配油黏度为2.03 mPa·s。实验用水则根据A油田水分析报告进行配制，测试地层水黏度为0.40 mPa·s（地层水矿化度为8 457 mg/L）。

图1 实验装置

2 方案设计及实验步骤

大段合采井开发过程中产生层间干扰的影响因素非常多[15–17]，主要为防砂段跨度、防砂段段数、段间渗透率级差等，本文则重点针对渗透率级差对层间干扰的影响进行实验研究。首先通过1根长岩心单采以及2根不同储层物性的长岩心并联来模拟多层油藏合采，分析渗透率级差对产油指数、含水率变化、采出程度等的影响，明确层间干扰程度；其次通过层间非均质三维水驱模型研究渗透率级差对油水两相动态运移规律及剩余油分布规律的影响。考虑A油田储层渗透率主要为300.0×10–3，100.0×10–3，25.0×10–3μm2，设计对比实验方案见表1。

表1 不同类型实验渗透率级差方案设定

双管水驱实验及三维非均质水驱实验均采用恒速进行驱替，分别以合注分采和单注单采两种方式进行原油驱替实验，驱替过程中单独记录各长岩心、各小层的压力，单独进行出口油、水分离计量。具体实验步骤[18]如下：

①实验准备：模型称干重，并测定死体积，对模型进行抽真空至1.0×10–3MPa后，再连续抽5 h。②饱和水：以3 mL/min的恒速饱和模拟地层水，充分饱和且稳定后，测水相渗透率，并计算孔隙体积及孔隙度。③饱和油：以3 mL/min的恒速饱和复配油，直至长岩心出口无水产出，建立束缚水饱和度，并测定束缚水条件下填砂管的油相渗透率。三维非均质模型饱和油时，动态监测饱和油过程中所有电极电阻率值的变化，待出口端完全出油且所有电阻率值完全保持稳定后，停止饱和油。④恒速法水驱油：以3 mL/min的速度恒速驱替，直至出口端含水率达到98%为止，驱替过程中随时记录各管、各层的压力、产油量、产液量等数据。同时，三维胶结模型可通过监测不同时间不同位置的电阻率值来获得饱和度分布及波及规律[9]。

3 实验结果及分析

3.1 长岩心驱替实验结果分析

实验结果表明层间干扰对各项开发指标都有较大的影响。由图2可知，开发过程可划分为三个阶段，分别是高渗层动用阶段（第一阶段）、高低渗层共动用阶段（第二阶段）、低渗层动用阶段（第三阶段）；其中高渗层与低渗层共同动用时，采油指数能得到有效提升，随着渗透率级差增大，高低渗层共动用阶段（第二阶段）开始越晚且占比越小，层间矛盾越突出。随着渗透率级差的增加，高渗层逐渐受到抑制，采油指数逐渐降低，整体采出程度低。

图2 不同渗透率级差下采油指数与采出程度变化关系

随着渗透率级差增加，层间干扰加剧，注入水沿高渗层突进，高渗层含水突破加快。渗透率级差越大，见水时间越提前，且含水上升越快，无水采油期大幅缩短（图3），主要原因是多层合采储层存在非均质性，油藏开发早期吸水较多的小层流体总黏度降低程度明显，使得该小层的渗流能力提高，导致了层间干扰现象的增强。

图3 不同渗透率级差下含水变化曲线

由图4可知，随着渗透率级差的增加，低渗层采出程度明显变低，单采与合采差异增大，当渗透率级差为12时，低渗层单采与合采差异可达21.7%；随着渗透率级差的增加，高渗层单采与合采差异则较小，即与高渗层相比低渗层受层间干扰影响更大。从合采结果来看，当渗透率级差超过3以后，两层合采时低渗层的采收率较两层单采时低渗层的采收率差异超过10%，随着渗透率级差的增加，层间干扰越严重，严重抑制低渗层产出。产生这种现象的根本原因是渗透率级差越大，高渗层和低渗层渗流阻力差异越大，流体更容易从渗流阻力小的高渗层产出，对低渗层的抑制越严重，干扰越大。研究结果可较好地应用于油田实际生产，即通过对储量丰度高的区域细分层系、储量丰度低的区域进行产液结构调整来提高采收率。

图4 不同渗透率级差下采出程度差异曲线

3.2 三维模型驱替实验结果分析

当渗透率级差为12时，开发初期，由于高渗储层流度大，流动阻力小，油气快速运移（图5），注入水基本全部进入高渗储层，高渗储层水线快速推进，含油饱和度快速降低，高渗储层产出比例高，波及程度高，水淹程度高，低渗储层波及效果差，几乎不动用，采出程度低。随着驱替倍数的增加，含水率（Fw）达到75%时，层间干扰逐渐加剧，注入水沿高渗储层窜进，高渗储层波及范围更大，逐渐形成优势通道，此时低渗储层逐渐启动，波及范围小，主要为注水井附近受到注入水的波及区域，其余部位均未动用，采出程度仍较低；当含水率达到90%时，高渗储层基本全部波及，优势通道更明显，剩余油饱和度更低，低渗储层波及范围进一步扩大，但波及效果仍较差，采出程度低，剩余油较富集，边部区域则完全未动用。当渗透率级差为3时，随着含水的增加，高渗储层与低渗储层水线同步推进，当含水率为90%时，高渗储层与低渗储层波及均较均匀，随着渗透率级差的降低，低渗层受抑制作用减弱，可有效减小层间动用矛盾，提高低渗层的动用程度，同时也有效改善高渗层的突进状况，大幅提高各层动用状况，从而改善各层的开发效果。

图5 不同渗透率级差条件下不同含水阶段含油饱和度展布

综合两类实验研究结果表明，渗透率级差太大，将会严重影响开发效果，高渗储层的优势通道给低渗储层的开发带来困难，有必要通过细分层系将渗透率级差控制在3以内，细分层系后将有效提高低渗储层的动用程度，同时改善高渗储层的水驱开发效果。

4 现场应用分析

4.1 指导层系调整

A油田1井区开发方案为沙三中亚段一套层系开发，其纵向上可细分为3个油组、30个小层。沙三中亚段Ⅰ油组分流河道发育，储层横向分布较稳定，储层发育，物性较好（渗透率200.0×10–3～350.0×10–3μm2）；沙三中亚段Ⅱ油组、Ⅲ油组为典型进积体沉积[20]，物性较差（渗透率30.0×10–3～60.0×10–3μm2）。开发井单井油层厚度大，最厚达78.0 m，生产层位纵向跨度为163.0～286.0 m；目标层渗透率级差高达10.4，储层非均质性严重。开发过程中层间干扰明显，产能测试表明，单采沙三中亚段Ⅰ油组比采油指数为0.76 m3/（d·m·MPa），单采沙三中亚段Ⅱ油组比采油指数为0.46 m3/（d·m·MPa），合采沙三中亚段Ⅰ油组、Ⅱ油组比采油指数仅为0.40 m3/（d·m·MPa），层间干扰导致单井产能未能充分释放；通过多口井的产吸剖面测试也表明各油组/小层动用不均衡，其中沙三中亚段Ⅱ油组部分小层不吸水、不产液、未有效动用，Ⅲ油组则完全未动用。

为进一步改善开发效果，结合物理模拟实验界限以及井区储量规模，提出对沙三中亚段Ⅰ油组、Ⅱ油组、Ⅲ油组细分层系开发。即在原井网基础上重新部署注采井，使用两套井网开发两套层系，总计部署四套开发方案（表2）。对比分析开发效果，从采出程度与含水率关系曲线（图6a）可以看出，目前笼统注采井网含水快速上升，而分注分采方案驱替均衡，含水上升缓慢，开发效果相对较好；从采出程度与生产时间关系曲线（图6b）可以看出，笼统注采方案采出程度仅为24.3%，而细分层系后采出程度可提高5.2%～6.9%。细分层系减小了层间动用矛盾，提高了各层动用程度，尤其是低渗层沙三中亚段II油组、Ⅲ油组采出程度提高幅度可达15%～22%。细分层系后高渗层压力降低，低渗层压力抬升，高渗与低渗层压差变小，有效减缓了层间干扰，含水上升也大幅度减缓。

表2 不同方案说明

图6 采出程度与含水率、生产时间的关系曲线

4.2 指导产液结构调整

2井区是A油田的主力井区，主力生产层位为沙三上亚段和沙三中亚段，均以反七点规则井网开发，单井井控储量低，井网较完善，纵向非均质性严重，随着开发的进行，纵向层间干扰日趋严重，中高渗层单层突破，多数油井含水率呈台阶式上升，产量大幅递减。2019年提出重点对2井区的1个高含水井组进行治理，该井组含水率高达85.8%，其中两口生产井渗透率级差为10.6～15.8，动态监测资料分析，物性较差的沙三中亚段整体产出效果差，为了进一步改善井组的开发效果，同时考虑该井组储量基础薄弱，不适合增加调整井细分层系开发，提出利用现井网开关滑套进行轮采，进一步实现分层系开发。结合实验研究结果，将该井组一口井关闭物性较好的沙三上亚段，单采沙三中亚段，另一口井关闭物性较差的沙三中亚段，单采沙三上亚段，分别将两口生产井渗透率级差控制在3以内，同时对对应注水井重新实施分层调配，强化沙三中亚段注水，注采比提高到1.2，弱化沙三上亚段注水，将注采比控制在0.9。措施后，该井组含水率降低至45.3%，日增油达80 m3，大幅改善了该井区开发效果。

5 结论

（1）实验结果表明，渗透率级差越大，开发效果越差。低渗储层与高渗储层相比，低渗储层受层间干扰影响更大；高渗储层水驱较均匀，低渗储层动用程度较低，后期高渗层的优势通道给低渗层的开发带来困难。

（2）室内实验及矿场实践表明，渗透率级差控制在3以内能较好地改善开发效果，并首次提出渤海区域薄互层油藏早期细分调整层系的技术界限，研究成果对渤海类似中深层薄互层油田的开发方案编制以及调整挖潜具有指导意义。

（3）研究成果有效地指导渤海南部A油田提高采收率，即在储量丰度高的区域进行层系细分重组，细分层系后采出程度可提高5.2%～6.9%；在储量丰度较低的区域进行产液结构调整，实施后日增油达80 m3，有效改善了油田开发效果。