多層非均質(zhì)層間竄流定量表征及開發(fā)對策

張慶龍

(中國石油冀東油田分公司，河北 唐山 063004)

0 引言

中國陸相油藏的沉積特點決定了其構(gòu)造的復雜程度和強非均質(zhì)性特征［1－2］。限于分注等工藝的技術(shù)瓶頸及經(jīng)濟效益等因素，在開發(fā)過程中會將性質(zhì)接近的薄儲層進行層系合并，在大部分多層非均質(zhì)儲層開發(fā)中均應(yīng)用多層合采的開發(fā)方式［3］。對縱向上存在多層非均質(zhì)性的儲層進行多層合采時，由于系統(tǒng)間的滲流阻力差異會使不同滲透率級別的儲層之間發(fā)生竄流現(xiàn)象，從而影響最終的開發(fā)效果［4］。

前人采用數(shù)值模擬、理論推導等方法，基于“干擾系數(shù)”及其衍變參數(shù)開展了多層合采條件下層間非均質(zhì)性對總體產(chǎn)能影響的研究［5－8］。而對多層非均質(zhì)系統(tǒng)內(nèi)，各非均質(zhì)層系間的竄流對主力產(chǎn)層的影響程度及規(guī)律的研究鮮有發(fā)表，同時通過室內(nèi)實驗實現(xiàn)層間竄流效應(yīng)的測量及表征的研究也較為少見。多層非均質(zhì)儲層中的層間竄流主要發(fā)生在近生產(chǎn)井端，而常規(guī)柱塞巖心由于長度有限，無法通過沿程飽和度的動態(tài)變化表現(xiàn)出這種末端的竄流現(xiàn)象［9］。因此，采用3組不同滲透率差別的組合長巖心并聯(lián)，模擬多層非均質(zhì)儲層中的層間竄流現(xiàn)象。

1 阿爾奇方法測量飽和度

1.1 測量原理

地層巖石及流體的導電性能差異很大，儲層多孔介質(zhì)不導電，儲層原油導電能力很弱，電阻率為1.0×1016Ω·m，但地層水的導電能力很強。因此，飽和地層流體的巖石電性的差異對應(yīng)儲層中含水飽和度的差異，通過測量地層巖石的電阻率可間接得到多孔介質(zhì)中的含水飽和度，該方法即阿爾奇方法［10］。

1.2 飽和度計算方法

飽和地層流體巖石的電阻率可采用如下公式來表征:

式中:R為巖石電阻率，Ω·m;r為電阻，Ω;A為巖石截面積，m2;L為巖石長度，m。

巖石電阻率與含水飽和度的關(guān)系可通過阿爾奇公式換算，Rt與Ro成正比［11］，其比例關(guān)系見式(2):

式中:I為電阻率增大系數(shù);Ro為巖石100%飽和地層水的電阻率，Ω·m;Rt為巖石電阻率，Ω·m;Sw為含水飽和度，%;So為含油飽和度，%;b為巖性系數(shù);n為飽和度指數(shù)。其中，n、b僅與多孔介質(zhì)本身屬性相關(guān)，其物理意義為多孔介質(zhì)中油、水分布及含量對儲層電阻率的影響，通過實驗可測定這2個參數(shù)。

2 實驗方法

2.1 實驗材料與條件

實驗油樣采用M油田脫氣原油，實驗前通過抽真空過濾油樣達到抑制有機質(zhì)沉淀。在儲層壓力為24.5 MPa、溫度為98℃條件下，測得原油密度為0.796 6 g/cm3，黏度為4.15 mPa·s。依據(jù)目標區(qū)地層水樣過濾后的分析結(jié)果，復配獲得實驗用地層水。

實驗采用高、中、低滲3個級別的巖心組合成三管并聯(lián)長巖心，模擬多層非均質(zhì)儲層。實驗用巖心取自M油田，取心的埋深為2 287～3 156 m。并聯(lián)組合長巖心的基本巖心單元組成及其物理性質(zhì)見表1。其中，各組組合長巖心平均滲透率計算公式［12］為:

表1 并聯(lián)組合長巖心基本物理性質(zhì)參數(shù)Table 1 The basic physical properties of the parallelly combined cores

式中:Kc為組合長巖心(串聯(lián))平均滲透率，mD;L為長巖心總長度，m;m為巖心個數(shù)，個;Lj為第j塊巖心長度，cm;Kj為第j塊巖心滲透率，mD。

2.2 實驗裝置及步驟

將巖心采用調(diào)和平均的方法置于巖心夾持器中，以便最大程度減少巖心排列方式對于實驗結(jié)果的影響［13］。實驗裝置主要包括:ISCO泵、恒溫控制箱、不銹鋼高壓長巖心夾持器、回壓閥、電阻率儀。其中，巖心夾持器和電阻測量系統(tǒng)是裝置的核心。實驗步驟主要包括:①測量巖心基本物性參數(shù)，將巖心抽真空后飽和地層水，然后依次放入3個巖心夾持器中，在實驗溫度下恒溫4h;②對3個長巖心管分別開始飽和油、造束縛水，并計算累計產(chǎn)水量及束縛水飽和度，同時，采用阿爾奇法測量各巖心飽和度分布，當同組內(nèi)各巖心含水飽和度相差在3%以內(nèi)，長巖心平均含水飽和度與物質(zhì)平衡法計算值誤差在3%以內(nèi)，則滿足實驗條件;③通過調(diào)整高、中滲長巖心的滲透率，組合不同非均質(zhì)性三管并聯(lián)長巖心，開展多層非均質(zhì)儲層水驅(qū)油實驗，恒速注入，驅(qū)替過程中，記錄見水時間、產(chǎn)油量、產(chǎn)水量和巖樣兩端的驅(qū)替壓差等生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)，當含水率達到98%時，結(jié)束實驗;④利用電阻率儀及 巡檢采集系統(tǒng)記錄實驗過程中各組合長巖心中各巖心單元中部的電阻率，其中，頭尾2塊巖心測點布設(shè)在長巖心的首尾2個端面上。實驗全過程中記錄電阻儀表的讀數(shù)，在見水時間、驅(qū)替壓差突變時間等節(jié)點加密測量飽和度變化。

3 實驗結(jié)果與分析

3.1 標定實驗

實驗采用穩(wěn)態(tài)法測量油水相滲，保持油水總注入速度恒定，改變二者注入速度的比例，當驅(qū)替壓差、兩相注入速度均恒定時，認為巖心中的含水飽和度穩(wěn)定，且多孔介質(zhì)中的油水分布是均勻的，兩相的滲透率為常數(shù)。測量該條件下巖樣的電阻率，同時用稱重法計算巖樣的平均含水飽和度。改變油水注入速度比例，測得不同含水飽和度條件下的電阻率值，建立Sw與I雙對數(shù)曲線(圖1)。

由圖1可知，根據(jù)阿爾奇公式，在雙對數(shù)坐標系中，回歸電阻率增大系數(shù)與含水飽和度呈線性關(guān)系式［14］。對電阻率與含水飽和度進行多段擬合以提高擬合精度，得到阿爾奇公式中的參數(shù)n和b。直線斜率即為飽和度指數(shù)，當巖心的含水飽和度不大于0.917時，直線斜率為2.152;當巖心含水飽和度大于0.917時，直線斜率為11.158。在實驗過程中測得某時間點長巖心上某位置的實時電阻率，即可得到該點對應(yīng)時間的含水飽和度。

圖1 雙對數(shù)坐標下I－Sw曲線Fig.1 The I－Swcurve in double logarithmic coordinate

3.2 多層并行合采方式層間竄流規(guī)律

圖2為非均質(zhì)三管長巖心末端含油飽和度動態(tài)變化情況。當下游產(chǎn)出液含水率為98%時，實驗總注水量為1.21倍孔隙體積。由圖2可知，高滲層的曲線變化規(guī)律為上下波動，這是由于受到了注入水驅(qū)替作用與中、低滲層向高滲層竄流倒灌作用的共同影響。竄流作用的機理:隨驅(qū)替進行，中、低滲層產(chǎn)生大于高滲層的滲流阻力，在巖心末端產(chǎn)生由中、低滲層指向高滲層的附加壓力梯度，導致中、低滲層流體倒灌進入高滲層，此后隨層間壓力梯度逐漸降低，竄流影響逐漸減弱直至消失［15］。

圖2 非均質(zhì)三管長巖心末端含油飽和度動態(tài)變化Fig.2 Dynamic changes of oil saturation at the end of the three long heterogeneous cores

分析高滲層末端含油飽和度變化過程，由圖2可知:高滲層注入孔隙體積倍數(shù)為0.21時，水相突破，末端含油飽和度曲線由平緩下降后變?yōu)榧眲∠陆?注入孔隙體積倍數(shù)為0.26時，高滲層含油飽和度開始回升，同一時間中滲層飽和度曲線突變?yōu)檠杆傧陆?，該時刻為中滲層向高滲層竄流的起始時間;注入孔隙體積倍數(shù)為0.29時，高滲層飽和度曲線由升轉(zhuǎn)降，中滲層曲線由迅速下降變?yōu)槠骄徸兓?，中、高滲層間竄流結(jié)束;注入孔隙體積倍數(shù)為0.31時，中滲層突破，末端含油飽和度開始進入迅速下降階段;注入孔隙體積倍數(shù)為0.33時，高滲層末端含油飽和度重新回升，對應(yīng)低滲層的末端含油飽和度出現(xiàn)明顯下降，注入孔隙體積倍數(shù)約為0.38時，2種變化趨勢同時停止，低滲層引起的竄流作用結(jié)束;注入孔隙體積倍數(shù)為0.60時，低滲層突破，各層的末端含油飽和度隨含水率升高均緩慢降低，直至平緩。低滲層含油飽和度在整個實驗過程中沒有出現(xiàn)回升，可見，中、低滲層引起的竄流均對與其層間差異更大的高滲層起作用，相比之下，中、低滲層間的竄流影響幾乎可忽略。

多層合采條件下的層間竄流現(xiàn)象，實質(zhì)為不同滲透率儲層的分流量動態(tài)變化引起驅(qū)替壓差的動態(tài)變化，進而又作用于各層的滲流過程引起的吸液量重新分配。以中、高滲層層間竄流為例，基于達西公式分析其主要機理如下:驅(qū)替前期，在初始驅(qū)替壓差下，由于高滲層滲流能力更強，其流量更大，而中滲層的流量相對較小。此時，兩相滲流引起的壓力損耗使中、高滲層壓差同時下降，但高滲層的壓差下降速率大于中滲層，且層內(nèi)壓力傳播速度更快。驅(qū)替壓差變化又反過來作用于其分流量，使高滲層的流量下降速度快于中滲層，當?shù)竭_某臨界點時，二者流量相等，該時間點即中滲層接替高滲層，成為主產(chǎn)層的時間點。此后，中滲層的流量開始高于高滲層，在出口流量中各層分流率發(fā)生較大變化時，中滲層的部分流體從近生產(chǎn)井端竄流進入高滲層，引起末端飽和度的變化。低滲層的竄流機理類似，發(fā)生時機滯后。

對比中、低滲層引起的竄流效果，中滲層的竄流作用早于低滲層，竄流引起的飽和度變化大于低滲層，但低滲層的竄流作用影響時間更長，這是因為低滲層與高滲層之間的壓力梯度更大，強非均質(zhì)條件下低滲層的滲流能力遠低于中、高滲層，因此，需要更長的時間來平衡層間壓差。

3.3 不同非均質(zhì)性層間竄流對比

為表征不同非均質(zhì)性條件下層間竄流程度的大小，引入竄流系數(shù)的概念，其物理意義為中、低滲層第i塊巖心在向高滲層竄流時間段內(nèi)巖心無因次含油飽和度最低值與最高值之差。多層非均質(zhì)儲層中各滲透層的初始含油飽和度不同，即各層層間竄流引起的飽和度變化的基礎(chǔ)值有較大差異。參考竄流現(xiàn)象的機理解釋認為，各層驅(qū)替壓差的動態(tài)變化是竄流現(xiàn)象的根本原因。因此，判定初始含油飽和度對竄流的影響，主要分析其對于驅(qū)替壓差變化的影響。由經(jīng)典滲流理論可知，兩相滲流阻力受油水流量比例的影響，而初始含油飽和度越高，則原油流量占比越高，滲流阻力也越高。各層間最大初始飽和度差異僅為6.65%(表1)，其對滲流阻力的影響較為微小，這種滲流阻力的差異相比于各層由于滲透率級差導致的滲流阻力差異要小得多，因此，認為初始含油飽和度差異不是竄流程度差異的主控因素。為消除初始飽和度差異對竄流程度表征的影響，實現(xiàn)不同層竄流程度的平行對比，引入該層的原始含油飽和度以建立無因次化的竄流系數(shù)表征方法:

式中:αc為層間竄流系數(shù)，%;Sot為竄流結(jié)束時巖心含油飽和度，%;Soc為竄流開始時巖心含油飽和度，%;Soi為巖心初始含油飽和度，%。

以上述巖心組合為基礎(chǔ)方案，計算該組合方案滲透率變異系數(shù)為1.15。通過替換中、高滲層的巖心滲透率模擬更強非均質(zhì)的多層儲層，替換后的高滲組合巖心滲透率為1 235.8 mD，中滲組合巖心滲透率為98.3 mD，該條件下的滲透率變異系數(shù)為2.66?；谛麻L巖心組開展相同的水驅(qū)多層非均質(zhì)儲層實驗，2組實驗中、低滲層引起的竄流程度差異見表2。由表2可知:末端7號巖心的竄流系數(shù)要高于位置更靠前的5、6號巖心，即竄流作用對于越靠近生產(chǎn)井的儲層影響越顯著;中滲層引起的竄流系數(shù)均明顯大于低滲層，即多層非均質(zhì)儲層中，中高滲層間的竄流作用占主導地位。因此，對于近生產(chǎn)井段的開采層系調(diào)整等工作是抑制竄流作用的主要手段，為抑制層間竄流作用實施調(diào)整的層位應(yīng)為中滲儲層。由表2可知:滲透率變異系數(shù)為1.15的組合巖心中，中滲層竄流影響的巖心為6、7號巖心，而變異系數(shù)為2.66的組合巖心中，中滲層竄流影響的巖心為5、6、7號巖心，即儲層非均質(zhì)性越強，中高滲層間竄流作用影響的范圍越大，由近生產(chǎn)井端向遠端擴展;實驗1中末端巖心的竄流系數(shù)為6.22%，實驗2中竄流系數(shù)為8.72%，即非均質(zhì)性越強，竄流作用對飽和度影響越大，開發(fā)效果越差;低滲層影響的高滲層巖心均僅限于儲層末端，且竄流系數(shù)相差不大，因此，儲層非均質(zhì)性對于低滲層竄流作用的影響不大。

表2 不同非均質(zhì)性下各層間竄流程度對比Table 2 Comparison of the interlayer channeling degree among under different heterogeneities

3.4 逐層開啟合采方式效果

根據(jù)層間竄流的產(chǎn)生機理，通過逐層開啟并疊加合采的方式分階段降低層間非均質(zhì)性導致的壓力梯度。實驗設(shè)計開采方式為:初始打開低滲層，低滲層發(fā)生突破后，打開中滲層，待中滲層發(fā)生突破后打開高滲層，生產(chǎn)至極限含水率實驗停止。

表3為并行合采和逐層合采方式下，中、高滲層間竄流系數(shù)及各層采收率與總采收率的對比數(shù)據(jù)。由表3可知，滲透率變異系數(shù)為1.15時，采用逐層啟動合采方式，將中滲層引起的總竄流系數(shù)(中滲層各巖心竄流系數(shù)加和)由9.40%降至2.32%，降低了7.08個百分點，而在滲透率變異系數(shù)為2.66時，竄流系數(shù)降低10.81個百分點。表明逐層開啟合采方式有效降低了層間竄流的影響，且儲層非均質(zhì)性越強，改善效果越明顯。

由表3可知:低滲層的采收率提升幅度最大，且非均質(zhì)性越強，驅(qū)替附加的層間壓力梯度越大，提升效果越明顯，最終總采收率的提升效果越大。因此，對于多層非均質(zhì)性儲層，除了合理劃分開發(fā)層系，其開發(fā)方式的優(yōu)化也能進一步提高采收率。在現(xiàn)場應(yīng)用時，應(yīng)優(yōu)先將具有相近滲透性的儲層進行組合，再根據(jù)滲透率高低對各油組進行排序，先對低滲組進行短期開采，其余各組依據(jù)排序及逐層啟動合采方案跟進，采取補孔等措施，不宜過多對強非均質(zhì)儲層進行籠統(tǒng)合采，進而增加層間竄流作用影響采收率。逐層合采作為針對多層非均質(zhì)儲層設(shè)計的開發(fā)方式能有效減少層間竄流影響，現(xiàn)場應(yīng)用的關(guān)鍵是進一步優(yōu)化逐層開啟的時機。

表3 不同開發(fā)方式下中滲層竄流系數(shù)、各層采收率與總采收率Table 3 Channeling coefficient of medium－permeability layers，oil recovery rate of each layer and total oil recovery rate under different development methods

4 結(jié)論

(1)通過阿爾奇方法測定多層非均質(zhì)長巖心端面含水飽和度，進而確定層間竄流程度，可實現(xiàn)對于層間竄流程度的準確測定與表征，為多層非均質(zhì)儲層層間竄流現(xiàn)象的研究提供了新的實驗方法。

(2)多層非均質(zhì)儲層并行合采時，中、低滲層的流體會通過井筒流向高滲儲層，抑制高滲層產(chǎn)出能力，即竄流現(xiàn)象，導致合采總采收率較低。儲層非均質(zhì)性越強，中、高滲層間竄流現(xiàn)象越嚴重，竄流影響范圍越大，但對低、高滲層間竄流影響不大。

(3)基于多層并行合采導致的層間干擾機理，采用不同滲透層開啟時間進行逐級開啟可有效減弱層間竄流，提升了中、低滲層動用程度，最終采收率較多層并行合采提高了4.12個百分點。合理劃分層系與逐層合采方案相結(jié)合是提高多層非均質(zhì)油藏采收率的關(guān)鍵。