渤海南部薄互層油藏層系調(diào)整界限實驗研究及應(yīng)用

陽曉燕，王 龍，吳曉慧，何 芬，江遠(yuǎn)鵬

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300459）

渤海南部A油田現(xiàn)井網(wǎng)分兩套層系開發(fā)，分別是淺層明化鎮(zhèn)組和深層沙河街組，其中沙河街組為其主力油組，采用大段合采定向井開發(fā)方式。沙河街組沙三段以辮狀河三角洲薄互層沉積為主[1–2]，儲層橫向變化較快，儲層連通關(guān)系復(fù)雜[3]，縱向跨度大，儲層薄，平均油層厚1.5～2.7 m，單層厚小于2.0 m的小層個數(shù)占比63%，儲層平均孔隙度為21.3%，平均滲透率為181.8×10–3μm2，是典型的中孔、中滲油藏。沙河街組地層原油黏度為1.53～2.69 mPa·s，原油密度為0.881 g/cm3，為輕質(zhì)常規(guī)原油[4]。油田投產(chǎn)5年來，各類動態(tài)、測試資料表明水驅(qū)動用程度僅為57.8%，縱向?qū)娱g和層內(nèi)非均質(zhì)嚴(yán)重，層間干擾明顯，現(xiàn)有井網(wǎng)難以實現(xiàn)各層的均衡驅(qū)替[5–6]。為進(jìn)一步降低油田層間干擾[7–8]，國內(nèi)外學(xué)者從滲流機理、影響因素等方面對層間干擾進(jìn)行了研究。張士奇等[9]對氣井中發(fā)生層間干擾的條件和層間干擾對試氣資料的影響等做了研究，認(rèn)為層間干擾使得各層之間流體產(chǎn)出量相差很大的主要原因是多層油藏的層間非均質(zhì)性；莫建武等[10]利用巖心，通過設(shè)計不同多層組合方案，進(jìn)行水驅(qū)油室內(nèi)實驗，研究了各層的水驅(qū)動用程度、產(chǎn)量貢獻(xiàn)率、采出程度等水驅(qū)效果及其主要影響因素；王峙博等[11]通過室內(nèi)巖心驅(qū)替實驗研究了滲透率級差對層間干擾系數(shù)的影響，并提出當(dāng)滲透率級差大于10時，總干擾程度增加不明顯，幾乎保持不變。然而現(xiàn)有研究成果對于渤海油田薄互層油藏并不適用，為了探索適合渤海油田薄互層油藏的細(xì)分層系開發(fā)理論基礎(chǔ)，本文首次開展雙管水驅(qū)實驗[12]以及三維非均質(zhì)水驅(qū)實驗研究[13–14]，提出層系細(xì)分調(diào)整界限，從而指導(dǎo)后續(xù)薄互層油藏的開發(fā)方案編制及調(diào)整挖潛。

1 實驗裝置及材料

雙管水驅(qū)實驗裝置由恒溫箱、ISCO高精度驅(qū)替泵（泵容積為260 mL，壓力范圍為0～7 500 psi，流速為0.001～107.000 mL/min，準(zhǔn)確度為0.5%滿量程）、雙管并聯(lián)模型（長巖心夾持器，人造巖心長30.0 cm）、水釜、油釜及油水計量裝置等組成（圖1）。三維非均質(zhì)水驅(qū)實驗裝置除了將雙管水驅(qū)實驗裝置中的雙管并聯(lián)模型變更為層間非均質(zhì)三維模型和油藏飽和度監(jiān)測系統(tǒng)外，其余均一致。兩套實驗用油均為取自A油田的地面脫氣原油與煤油按照6∶1復(fù)配而成（以下簡稱為復(fù)配油），然后利用毛細(xì)管黏度計測量其黏度。即先將復(fù)配油裝在黏度計里放到恒溫槽架子上，并把毛細(xì)管前后左右調(diào)垂直，然后在110 ℃（模擬油層溫度）下恒溫10 min，測定復(fù)配油黏度為2.03 mPa·s。實驗用水則根據(jù)A油田水分析報告進(jìn)行配制，測試地層水黏度為0.40 mPa·s（地層水礦化度為8 457 mg/L）。

圖1 實驗裝置

2 方案設(shè)計及實驗步驟

大段合采井開發(fā)過程中產(chǎn)生層間干擾的影響因素非常多[15–17]，主要為防砂段跨度、防砂段段數(shù)、段間滲透率級差等，本文則重點針對滲透率級差對層間干擾的影響進(jìn)行實驗研究。首先通過1根長巖心單采以及2根不同儲層物性的長巖心并聯(lián)來模擬多層油藏合采，分析滲透率級差對產(chǎn)油指數(shù)、含水率變化、采出程度等的影響，明確層間干擾程度；其次通過層間非均質(zhì)三維水驅(qū)模型研究滲透率級差對油水兩相動態(tài)運移規(guī)律及剩余油分布規(guī)律的影響?？紤]A油田儲層滲透率主要為300.0×10–3，100.0×10–3，25.0×10–3μm2，設(shè)計對比實驗方案見表1。

表1 不同類型實驗滲透率級差方案設(shè)定

雙管水驅(qū)實驗及三維非均質(zhì)水驅(qū)實驗均采用恒速進(jìn)行驅(qū)替，分別以合注分采和單注單采兩種方式進(jìn)行原油驅(qū)替實驗，驅(qū)替過程中單獨記錄各長巖心、各小層的壓力，單獨進(jìn)行出口油、水分離計量。具體實驗步驟[18]如下：

①實驗準(zhǔn)備：模型稱干重，并測定死體積，對模型進(jìn)行抽真空至1.0×10–3MPa后，再連續(xù)抽5 h。②飽和水：以3 mL/min的恒速飽和模擬地層水，充分飽和且穩(wěn)定后，測水相滲透率，并計算孔隙體積及孔隙度。③飽和油：以3 mL/min的恒速飽和復(fù)配油，直至長巖心出口無水產(chǎn)出，建立束縛水飽和度，并測定束縛水條件下填砂管的油相滲透率。三維非均質(zhì)模型飽和油時，動態(tài)監(jiān)測飽和油過程中所有電極電阻率值的變化，待出口端完全出油且所有電阻率值完全保持穩(wěn)定后，停止飽和油。④恒速法水驅(qū)油：以3 mL/min的速度恒速驅(qū)替，直至出口端含水率達(dá)到98%為止，驅(qū)替過程中隨時記錄各管、各層的壓力、產(chǎn)油量、產(chǎn)液量等數(shù)據(jù)。同時，三維膠結(jié)模型可通過監(jiān)測不同時間不同位置的電阻率值來獲得飽和度分布及波及規(guī)律[9]。

3 實驗結(jié)果及分析

3.1 長巖心驅(qū)替實驗結(jié)果分析

實驗結(jié)果表明層間干擾對各項開發(fā)指標(biāo)都有較大的影響。由圖2可知，開發(fā)過程可劃分為三個階段，分別是高滲層動用階段（第一階段）、高低滲層共動用階段（第二階段）、低滲層動用階段（第三階段）；其中高滲層與低滲層共同動用時，采油指數(shù)能得到有效提升，隨著滲透率級差增大，高低滲層共動用階段（第二階段）開始越晚且占比越小，層間矛盾越突出。隨著滲透率級差的增加，高滲層逐漸受到抑制，采油指數(shù)逐漸降低，整體采出程度低。

圖2 不同滲透率級差下采油指數(shù)與采出程度變化關(guān)系

隨著滲透率級差增加，層間干擾加劇，注入水沿高滲層突進(jìn)，高滲層含水突破加快。滲透率級差越大，見水時間越提前，且含水上升越快，無水采油期大幅縮短（圖3），主要原因是多層合采儲層存在非均質(zhì)性，油藏開發(fā)早期吸水較多的小層流體總黏度降低程度明顯，使得該小層的滲流能力提高，導(dǎo)致了層間干擾現(xiàn)象的增強。

圖3 不同滲透率級差下含水變化曲線

由圖4可知，隨著滲透率級差的增加，低滲層采出程度明顯變低，單采與合采差異增大，當(dāng)滲透率級差為12時，低滲層單采與合采差異可達(dá)21.7%；隨著滲透率級差的增加，高滲層單采與合采差異則較小，即與高滲層相比低滲層受層間干擾影響更大。從合采結(jié)果來看，當(dāng)滲透率級差超過3以后，兩層合采時低滲層的采收率較兩層單采時低滲層的采收率差異超過10%，隨著滲透率級差的增加，層間干擾越嚴(yán)重，嚴(yán)重抑制低滲層產(chǎn)出。產(chǎn)生這種現(xiàn)象的根本原因是滲透率級差越大，高滲層和低滲層滲流阻力差異越大，流體更容易從滲流阻力小的高滲層產(chǎn)出，對低滲層的抑制越嚴(yán)重，干擾越大。研究結(jié)果可較好地應(yīng)用于油田實際生產(chǎn)，即通過對儲量豐度高的區(qū)域細(xì)分層系、儲量豐度低的區(qū)域進(jìn)行產(chǎn)液結(jié)構(gòu)調(diào)整來提高采收率。

圖4 不同滲透率級差下采出程度差異曲線

3.2 三維模型驅(qū)替實驗結(jié)果分析

當(dāng)滲透率級差為12時，開發(fā)初期，由于高滲儲層流度大，流動阻力小，油氣快速運移（圖5），注入水基本全部進(jìn)入高滲儲層，高滲儲層水線快速推進(jìn)，含油飽和度快速降低，高滲儲層產(chǎn)出比例高，波及程度高，水淹程度高，低滲儲層波及效果差，幾乎不動用，采出程度低。隨著驅(qū)替倍數(shù)的增加，含水率（Fw）達(dá)到75%時，層間干擾逐漸加劇，注入水沿高滲儲層竄進(jìn)，高滲儲層波及范圍更大，逐漸形成優(yōu)勢通道，此時低滲儲層逐漸啟動，波及范圍小，主要為注水井附近受到注入水的波及區(qū)域，其余部位均未動用，采出程度仍較低；當(dāng)含水率達(dá)到90%時，高滲儲層基本全部波及，優(yōu)勢通道更明顯，剩余油飽和度更低，低滲儲層波及范圍進(jìn)一步擴大，但波及效果仍較差，采出程度低，剩余油較富集，邊部區(qū)域則完全未動用。當(dāng)滲透率級差為3時，隨著含水的增加，高滲儲層與低滲儲層水線同步推進(jìn)，當(dāng)含水率為90%時，高滲儲層與低滲儲層波及均較均勻，隨著滲透率級差的降低，低滲層受抑制作用減弱，可有效減小層間動用矛盾，提高低滲層的動用程度，同時也有效改善高滲層的突進(jìn)狀況，大幅提高各層動用狀況，從而改善各層的開發(fā)效果。

圖5 不同滲透率級差條件下不同含水階段含油飽和度展布

綜合兩類實驗研究結(jié)果表明，滲透率級差太大，將會嚴(yán)重影響開發(fā)效果，高滲儲層的優(yōu)勢通道給低滲儲層的開發(fā)帶來困難，有必要通過細(xì)分層系將滲透率級差控制在3以內(nèi)，細(xì)分層系后將有效提高低滲儲層的動用程度，同時改善高滲儲層的水驅(qū)開發(fā)效果。

4 現(xiàn)場應(yīng)用分析

4.1 指導(dǎo)層系調(diào)整

A油田1井區(qū)開發(fā)方案為沙三中亞段一套層系開發(fā)，其縱向上可細(xì)分為3個油組、30個小層。沙三中亞段Ⅰ油組分流河道發(fā)育，儲層橫向分布較穩(wěn)定，儲層發(fā)育，物性較好（滲透率200.0×10–3～350.0×10–3μm2）；沙三中亞段Ⅱ油組、Ⅲ油組為典型進(jìn)積體沉積[20]，物性較差（滲透率30.0×10–3～60.0×10–3μm2）。開發(fā)井單井油層厚度大，最厚達(dá)78.0 m，生產(chǎn)層位縱向跨度為163.0～286.0 m；目標(biāo)層滲透率級差高達(dá)10.4，儲層非均質(zhì)性嚴(yán)重。開發(fā)過程中層間干擾明顯，產(chǎn)能測試表明，單采沙三中亞段Ⅰ油組比采油指數(shù)為0.76 m3/（d·m·MPa），單采沙三中亞段Ⅱ油組比采油指數(shù)為0.46 m3/（d·m·MPa），合采沙三中亞段Ⅰ油組、Ⅱ油組比采油指數(shù)僅為0.40 m3/（d·m·MPa），層間干擾導(dǎo)致單井產(chǎn)能未能充分釋放；通過多口井的產(chǎn)吸剖面測試也表明各油組/小層動用不均衡，其中沙三中亞段Ⅱ油組部分小層不吸水、不產(chǎn)液、未有效動用，Ⅲ油組則完全未動用。

為進(jìn)一步改善開發(fā)效果，結(jié)合物理模擬實驗界限以及井區(qū)儲量規(guī)模，提出對沙三中亞段Ⅰ油組、Ⅱ油組、Ⅲ油組細(xì)分層系開發(fā)。即在原井網(wǎng)基礎(chǔ)上重新部署注采井，使用兩套井網(wǎng)開發(fā)兩套層系，總計部署四套開發(fā)方案（表2）。對比分析開發(fā)效果，從采出程度與含水率關(guān)系曲線（圖6a）可以看出，目前籠統(tǒng)注采井網(wǎng)含水快速上升，而分注分采方案驅(qū)替均衡，含水上升緩慢，開發(fā)效果相對較好；從采出程度與生產(chǎn)時間關(guān)系曲線（圖6b）可以看出，籠統(tǒng)注采方案采出程度僅為24.3%，而細(xì)分層系后采出程度可提高5.2%～6.9%。細(xì)分層系減小了層間動用矛盾，提高了各層動用程度，尤其是低滲層沙三中亞段II油組、Ⅲ油組采出程度提高幅度可達(dá)15%～22%。細(xì)分層系后高滲層壓力降低，低滲層壓力抬升，高滲與低滲層壓差變小，有效減緩了層間干擾，含水上升也大幅度減緩。

表2 不同方案說明

圖6 采出程度與含水率、生產(chǎn)時間的關(guān)系曲線

4.2 指導(dǎo)產(chǎn)液結(jié)構(gòu)調(diào)整

2井區(qū)是A油田的主力井區(qū)，主力生產(chǎn)層位為沙三上亞段和沙三中亞段，均以反七點規(guī)則井網(wǎng)開發(fā)，單井井控儲量低，井網(wǎng)較完善，縱向非均質(zhì)性嚴(yán)重，隨著開發(fā)的進(jìn)行，縱向?qū)娱g干擾日趨嚴(yán)重，中高滲層單層突破，多數(shù)油井含水率呈臺階式上升，產(chǎn)量大幅遞減。2019年提出重點對2井區(qū)的1個高含水井組進(jìn)行治理，該井組含水率高達(dá)85.8%，其中兩口生產(chǎn)井滲透率級差為10.6～15.8，動態(tài)監(jiān)測資料分析，物性較差的沙三中亞段整體產(chǎn)出效果差，為了進(jìn)一步改善井組的開發(fā)效果，同時考慮該井組儲量基礎(chǔ)薄弱，不適合增加調(diào)整井細(xì)分層系開發(fā)，提出利用現(xiàn)井網(wǎng)開關(guān)滑套進(jìn)行輪采，進(jìn)一步實現(xiàn)分層系開發(fā)。結(jié)合實驗研究結(jié)果，將該井組一口井關(guān)閉物性較好的沙三上亞段，單采沙三中亞段，另一口井關(guān)閉物性較差的沙三中亞段，單采沙三上亞段，分別將兩口生產(chǎn)井滲透率級差控制在3以內(nèi)，同時對對應(yīng)注水井重新實施分層調(diào)配，強化沙三中亞段注水，注采比提高到1.2，弱化沙三上亞段注水，將注采比控制在0.9。措施后，該井組含水率降低至45.3%，日增油達(dá)80 m3，大幅改善了該井區(qū)開發(fā)效果。

5 結(jié)論

（1）實驗結(jié)果表明，滲透率級差越大，開發(fā)效果越差。低滲儲層與高滲儲層相比，低滲儲層受層間干擾影響更大；高滲儲層水驅(qū)較均勻，低滲儲層動用程度較低，后期高滲層的優(yōu)勢通道給低滲層的開發(fā)帶來困難。

（2）室內(nèi)實驗及礦場實踐表明，滲透率級差控制在3以內(nèi)能較好地改善開發(fā)效果，并首次提出渤海區(qū)域薄互層油藏早期細(xì)分調(diào)整層系的技術(shù)界限，研究成果對渤海類似中深層薄互層油田的開發(fā)方案編制以及調(diào)整挖潛具有指導(dǎo)意義。

（3）研究成果有效地指導(dǎo)渤海南部A油田提高采收率，即在儲量豐度高的區(qū)域進(jìn)行層系細(xì)分重組，細(xì)分層系后采出程度可提高5.2%～6.9%；在儲量豐度較低的區(qū)域進(jìn)行產(chǎn)液結(jié)構(gòu)調(diào)整，實施后日增油達(dá)80 m3，有效改善了油田開發(fā)效果。