海上薄互層砂巖油藏層間干擾規(guī)律及調(diào)整對(duì)策

孫鵬霄

(中海石油有限公司開(kāi)發(fā)生產(chǎn)部，北京 100010)

0 引 言

全球約30%的油氣資源儲(chǔ)存于薄互層砂巖油藏中[1]，開(kāi)發(fā)潛力巨大。海上薄互層砂巖油藏受到經(jīng)濟(jì)和技術(shù)雙重限制，往往利用定向井進(jìn)行多層合采，注采井距為300～500 m[2]。受水動(dòng)力及沉積演化的影響，薄互層砂巖油藏儲(chǔ)層縱向跨度大、小層層數(shù)多、單層厚度薄、砂體展布規(guī)模小，縱向各層滲透率差異顯著[3-4]，原油黏度變化明顯。同時(shí)，由于各小層砂體發(fā)育規(guī)模不同，在相同的井網(wǎng)井距條件下，各層注采連通狀況也存在很大差異，薄互層油藏在多重因素共同作用下層間矛盾突出，流動(dòng)能力強(qiáng)的優(yōu)勢(shì)層位儲(chǔ)量動(dòng)用程度高，流動(dòng)能力弱的小層儲(chǔ)量無(wú)法有效動(dòng)用，層間干擾嚴(yán)重影響開(kāi)發(fā)效果[5-10]。前人通過(guò)多種方法開(kāi)展層間干擾研究[11-18]認(rèn)為：現(xiàn)場(chǎng)分層測(cè)試實(shí)施難度大，影響油田正常生產(chǎn)，所獲取的資料有限；室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究、油藏工程方法往往基于簡(jiǎn)化后的儲(chǔ)層模型開(kāi)展研究，油層厚度大，發(fā)育規(guī)模大，主控因素較為單一，研究成果無(wú)法適用于小尺度、多因素的海上薄互層砂巖油藏；數(shù)模方法受到地震資料解釋精度等限制，薄層砂體精細(xì)刻畫(huà)復(fù)雜，模擬結(jié)果存在較大誤差。目前，缺乏針對(duì)海上薄互層砂巖油藏層間干擾規(guī)律的有效評(píng)價(jià)方法和技術(shù)手段。因此，以渤海典型油藏為研究對(duì)象，建立適用于薄互層砂巖油藏的不同含水階段層間干擾定量表征方法，并結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)實(shí)例應(yīng)用提出有針對(duì)性的調(diào)整對(duì)策。

1 油田概況

P油田位于渤海海域中南部，油田范圍內(nèi)平均水深為27～33 m，主力儲(chǔ)層為館陶組，埋藏深度為1 000～1 400 m，縱向劃分為7個(gè)油層組30個(gè)小層(L50—L116)，跨度達(dá)到400 m。館上段平均孔隙度為28.3%，平均滲透率為761.0 mD，為高孔高滲儲(chǔ)層；館下段平均孔隙度為23.3%，平均滲透率為859.0 mD，為中孔高滲儲(chǔ)層。館陶組整體為具有淺水環(huán)境的河漫湖泊—河泛平原沉積背景，主要發(fā)育辮狀河道—辮狀河三角洲、辮曲轉(zhuǎn)換沉積、曲流河—枝狀三角洲共生等沉積類型。受沉積作用影響，館陶組薄儲(chǔ)層占比較大，約82.0%的儲(chǔ)層單層厚度小于5.0 m。按照行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)，可將P油田縱向各小層劃分為3類(表1)。館陶組以常規(guī)原油(60 ℃黏度為9～20 mPa·s)為主，隨著埋深增加，地面原油密度和黏度減小。

表1 P油田小層分類情況Table 1 The classification of sub-beds in P Oilfield

P油田主體區(qū)于2002年投產(chǎn)，開(kāi)發(fā)初期為了降低油田開(kāi)發(fā)成本，采用稀井網(wǎng)、大井距、多層合注合采的開(kāi)發(fā)模式，注采井網(wǎng)為反九點(diǎn)，注采井距約為300 m，導(dǎo)致層間矛盾突出，含水快速上升、產(chǎn)量遞減加快，整體水驅(qū)采收率低。截至2021年12月，P油田主體區(qū)整體含水為87%，自然遞減率約為20%。由于長(zhǎng)期采取合注合采開(kāi)發(fā)，層間干擾現(xiàn)象非常嚴(yán)重，縱向儲(chǔ)量動(dòng)用程度嚴(yán)重不均衡：Ⅰ類優(yōu)勢(shì)小層目前采出程度約為35%，水淹狀況嚴(yán)重；Ⅱ、Ⅲ類薄儲(chǔ)層動(dòng)用狀況差，采出程度僅為14%和7%，其中，Ⅱ類小層水淹程度相對(duì)較低，Ⅲ類小層基本未水淹，油田整體開(kāi)發(fā)效果不理想。由于缺乏對(duì)薄互層油藏層間干擾規(guī)律的準(zhǔn)確認(rèn)識(shí)，層間矛盾難以緩解，近幾年新投產(chǎn)井均出現(xiàn)高含水、低產(chǎn)能、開(kāi)發(fā)效果不及預(yù)期的情況，油田調(diào)整難度大。

2 層間干擾定量表征

2.1 主控因素分析

2.1.1 小層靜態(tài)流動(dòng)能力

傳統(tǒng)研究認(rèn)為層間滲流能力差異造成層間干擾現(xiàn)象[12-14]。受海上薄互層砂巖油藏儲(chǔ)層發(fā)育特征及開(kāi)發(fā)方式影響，各小層的物性(滲透率、厚度)、原油黏度、注采受效程度共同決定了各小層自身流動(dòng)能力(即小層靜態(tài)流動(dòng)能力，為小層固有屬性)穩(wěn)定不變。故引入小層靜態(tài)流動(dòng)能力系數(shù)Ω，該參數(shù)可更加全面地評(píng)價(jià)海上薄互層砂巖油藏不同注采井距下各小層的靜態(tài)流動(dòng)能力。

(1)

(2)

為了全面描述薄互層砂巖油藏小層之間靜態(tài)流動(dòng)能力差異程度[12]，引入流動(dòng)能力級(jí)差ΔΩ、流動(dòng)能力偏差系數(shù)DΩ、基準(zhǔn)流動(dòng)能力Ωmin。其中，流動(dòng)能力級(jí)差為Ⅰ類小層平均流動(dòng)能力與Ⅲ類小層平均流動(dòng)能力的比值，流動(dòng)能力偏差系數(shù)為整體平均流動(dòng)能力與Ⅲ類小層平均流動(dòng)能力的差和Ⅰ類小層平均流動(dòng)能力與Ⅲ類小層平均流動(dòng)能力的差的比值，基準(zhǔn)流動(dòng)能力為Ⅲ類小層平均流動(dòng)能力，3項(xiàng)參數(shù)共同描述了薄互層砂巖油藏整體流動(dòng)能力強(qiáng)弱和縱向非均質(zhì)程度。

2.1.2 小層動(dòng)態(tài)流動(dòng)能力

各層靜態(tài)流動(dòng)能力的非均質(zhì)性造成各層產(chǎn)液速度和水淹速度存在顯著差異，強(qiáng)流動(dòng)能力小層產(chǎn)出液量大，注采速度快，儲(chǔ)量動(dòng)用程度高，水淹速度快，弱流動(dòng)能力小層產(chǎn)出液量小，儲(chǔ)量動(dòng)用程度低，水淹速度慢。受油水相對(duì)流動(dòng)能力差異性的影響，優(yōu)勢(shì)層隨含水快速上升，油水兩相滲流阻力明顯減弱，小層的流動(dòng)能力快速增強(qiáng)，而非優(yōu)勢(shì)層含水上升緩慢，油水兩相滲流阻力和流動(dòng)能力基本保持不變，整體流動(dòng)能力差異程度不斷加劇，弱流動(dòng)能力小層的儲(chǔ)量動(dòng)用狀況越來(lái)越差，即層間干擾的抑制作用不斷增強(qiáng)。與此同時(shí)，現(xiàn)場(chǎng)監(jiān)測(cè)證實(shí)優(yōu)勢(shì)層注采受效程度好，注采保持均衡，小層壓力基本維持穩(wěn)定，而非優(yōu)勢(shì)小層注采連通性較差，注采狀況不佳，往往出現(xiàn)欠壓的情況，合采過(guò)程中各小層地層壓力的差異也在一定程度上加劇了層間干擾作用。綜合以上分析，薄互層砂巖油藏的層間干擾受到小層水淹程度、油水相滲和地層壓力等動(dòng)態(tài)因素的影響，可合并稱為小層動(dòng)態(tài)流動(dòng)能力，該參數(shù)不斷發(fā)生變化。

借鑒文獻(xiàn)[13]研究成果，以干擾系數(shù)衡量層間干擾的作用強(qiáng)度，即相同含水條件下合采與分采相比產(chǎn)能下降的幅度，干擾系數(shù)越大，層間干擾程度越嚴(yán)重。

(3)

式中：β為干擾系數(shù)；q為小層單采產(chǎn)油量，m3/d；Q為生產(chǎn)井合采產(chǎn)油量，m3/d；n為小層總數(shù)。

傳統(tǒng)定向井產(chǎn)能預(yù)測(cè)模型[18-19]為：

(4)

式中：pe為地層壓力，MPa；pwf為井底流壓，MPa；μo為地層原油黏度，mPa·s；Bo為原油體積系數(shù)；R為注采井距，m；r為井筒半徑，m；S為表皮系數(shù)；H為有效厚度，m。

聯(lián)立式(2)、(3)可得到干擾系數(shù)動(dòng)態(tài)反演公式[19]。其中，Kroi、fwi、pei分別表述了小層動(dòng)態(tài)流動(dòng)能力對(duì)層間干擾的影響規(guī)律。結(jié)合生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)，利用式(5)可計(jì)算得到各生產(chǎn)井不同含水階段干擾系數(shù)情況，更加直觀地描述薄互層砂巖油藏大段合采過(guò)程中層間干擾的變化規(guī)律。

(5)

式中：fw為小層含水率，%；Kro(fw)為小層油相相對(duì)滲透率。

2.2 干擾評(píng)價(jià)圖版

利用式(5)計(jì)算P油田50口典型生產(chǎn)井干擾系數(shù)隨含水上升的變化曲線。經(jīng)統(tǒng)計(jì)發(fā)現(xiàn)，按照干擾系數(shù)變化形態(tài)特征可將曲線劃分凹型、線型、凸型3種模式。以3口典型井為例(圖1)，各井流動(dòng)能力級(jí)差差異顯著(表2)。對(duì)比3口典型井干擾系數(shù)可知：薄互層砂巖油藏層間干擾均隨含水上升逐漸增強(qiáng)；薄互層砂巖油藏層間干擾變化模式和小層流動(dòng)能力級(jí)差直接相關(guān)，流動(dòng)能力級(jí)差越大，干擾程度越大且加劇時(shí)機(jī)越早。

圖1 3種典型井干擾系數(shù)變化規(guī)律Fig.1 The variation pattern of interference coefficients of three types of typical wells

表2 典型井基本信息Table 2 The basic information of typical wells

以P油田50口生產(chǎn)井的干擾系數(shù)為基礎(chǔ)，通過(guò)劃分模式和相關(guān)性分析形成P油田海上薄互層油藏層間干擾量化預(yù)測(cè)圖版(圖2)。由圖2可知：當(dāng)小層流動(dòng)能力級(jí)差小于4.5時(shí)，層間干擾主要受小層靜態(tài)流動(dòng)能力差異影響，干擾系數(shù)呈凹型，中低含水期層間干擾作用弱且基本穩(wěn)定，說(shuō)明層間矛盾較弱，儲(chǔ)量動(dòng)用相對(duì)均勻；進(jìn)入高含水階段后(含水大于85%)，層間干擾逐漸加劇，說(shuō)明優(yōu)勢(shì)小層的流動(dòng)能力增強(qiáng)，對(duì)非優(yōu)勢(shì)小層的抑制作用增強(qiáng)。當(dāng)小層流動(dòng)能力級(jí)差大于4.5且小于7.0時(shí)，小層動(dòng)態(tài)流動(dòng)能力差異影響作用增強(qiáng)，干擾系數(shù)呈線型穩(wěn)定上升，層間干擾作用隨含水上升逐漸加強(qiáng)，說(shuō)明層間干擾對(duì)非優(yōu)勢(shì)小層的抑制作用持續(xù)增強(qiáng)，加劇程度較為穩(wěn)定，沒(méi)有明顯階段性。當(dāng)小層流動(dòng)能力級(jí)差大于7.0時(shí)，干擾系數(shù)呈凸型，小層動(dòng)態(tài)流動(dòng)能力差異起主導(dǎo)作用，層間干擾在中低含水期即達(dá)到并始終保持在較高程度，說(shuō)明產(chǎn)能貢獻(xiàn)基本來(lái)自優(yōu)勢(shì)小層，其他小層基本未動(dòng)用，層間干擾對(duì)整體開(kāi)發(fā)效果影響很大。

圖2 P油田薄互層油藏全過(guò)程層間干擾量化圖版Fig.2 The quantification chart of interlayer interference in the whole process of thin interbedded reservoir in P Oilfield

2.3 合采產(chǎn)能預(yù)測(cè)模型

利用統(tǒng)計(jì)的50口井的干擾系數(shù)，明確流動(dòng)能力級(jí)差、流動(dòng)能力偏差系數(shù)、基準(zhǔn)流動(dòng)能力3項(xiàng)參數(shù)與不同含水階段層間干擾系數(shù)的相關(guān)關(guān)系，借鑒前人研究成果[12]，建立薄互層砂巖油藏干擾系數(shù)量化評(píng)價(jià)模型，并利用實(shí)際數(shù)據(jù)擬合確定模型的參數(shù)值(表3)。

(6)

式中：λ、ω、ε、γ均為不同模型系數(shù)。

表3 不同干擾模式參數(shù)值Table 3 The parameter values of different interference patterns

傳統(tǒng)產(chǎn)能預(yù)測(cè)模型未考慮薄互層砂巖油藏小層實(shí)際注采受效狀況和層間干擾的影響，因此，將小層流動(dòng)能力、干擾系數(shù)引入傳統(tǒng)產(chǎn)能預(yù)測(cè)模型進(jìn)行修正得到式(7)，可準(zhǔn)確預(yù)測(cè)薄互層砂巖油藏不同含水階段定向井合采產(chǎn)能。以典型井A-1井為例，全井段小層流動(dòng)能力級(jí)差為4.5，分別采用傳統(tǒng)產(chǎn)能預(yù)測(cè)模型和修正模型計(jì)算該井產(chǎn)能(圖3)，結(jié)果表明修正模型預(yù)測(cè)結(jié)果與實(shí)際結(jié)果更加吻合，準(zhǔn)確度高。

(7)

圖3 A-1井產(chǎn)能預(yù)測(cè)結(jié)果對(duì)比Fig.3 The comparison of productivity prediction results of Well A-1

3 現(xiàn)場(chǎng)調(diào)整對(duì)策

3.1 開(kāi)發(fā)層系劃分界限

針對(duì)P油田主體區(qū)目前形勢(shì)，通過(guò)新井實(shí)現(xiàn)層系重組提高Ⅱ、Ⅲ類薄儲(chǔ)層動(dòng)用程度是主要調(diào)整方向。對(duì)于潛力較大的未開(kāi)發(fā)區(qū)，水淹程度較低，縱向小層的靜態(tài)流動(dòng)能力差異為主控因素，合理層系組合方案能夠有效緩解層間矛盾，減輕層間干擾帶來(lái)的負(fù)面影響，結(jié)合圖2可確定P油田層系劃分界限：流動(dòng)能力級(jí)差小于4.5的小層干擾作用相對(duì)較弱，建議合采開(kāi)發(fā)；流動(dòng)能力級(jí)差為4.5～7.0的小層，建議初期采取合采開(kāi)發(fā)降低成本，當(dāng)全井段進(jìn)入中高含水期之后，通過(guò)調(diào)剖堵水等措施關(guān)閉高水淹程度小層，改善水驅(qū)效果；流動(dòng)能力級(jí)差大于7.0的小層受干擾抑制作用嚴(yán)重，建議分層開(kāi)發(fā)或后期補(bǔ)孔上返開(kāi)發(fā)，以提高整體開(kāi)發(fā)效果。

利用修正后的產(chǎn)能預(yù)測(cè)模型可量化評(píng)價(jià)不同開(kāi)發(fā)層系劃分方案的開(kāi)發(fā)效果，通過(guò)敏感性分析進(jìn)而確定最佳方案。以未水淹區(qū)B-1井為例，B-1井小層流動(dòng)能力差異顯著，平均流動(dòng)能力級(jí)差為8.3，非均質(zhì)性嚴(yán)重，根據(jù)各小層靜態(tài)流動(dòng)能力劃分優(yōu)、中、差3個(gè)等級(jí)(圖4)，結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際情況設(shè)計(jì)4套層系組合方案(表4)。

圖4 B-1井小層流動(dòng)能力Fig.4 The flow capacity of sub-beds in Well B-1

表4 B-1井層系組合方案Table 4 The bed series combination scheme of Well B-1

利用式(7)預(yù)測(cè)各方案全井段產(chǎn)能變化(圖5)，發(fā)現(xiàn)分層開(kāi)采能夠很大程度上緩解大段合采所帶來(lái)的層間干擾作用，全井段產(chǎn)能大幅提高，其中，方案3和4的產(chǎn)能提高幅度最大，考慮到作業(yè)難度和經(jīng)濟(jì)成本，建議選取方案3為推薦方案，即水平井單采L102小層，其余小層定向井合采開(kāi)發(fā)。同時(shí)，建議結(jié)合該井儲(chǔ)層展布規(guī)律，優(yōu)化注水井位，提高小層注采受效程度，緩解層間矛盾，改善開(kāi)發(fā)效果。

圖5 B-1井層系組合方案優(yōu)化Fig.5 The optimization of bed series combination scheme of Well B-1

3.2 加密射孔優(yōu)化方法

對(duì)于水淹程度較高的開(kāi)發(fā)區(qū)域，需通過(guò)加密調(diào)整挖潛剩余潛力，但由于缺乏有效技術(shù)手段，薄互層砂巖油藏加密井實(shí)施效果往往不及預(yù)期，這是因?yàn)殚L(zhǎng)期合采導(dǎo)致縱向各層水淹程度差異很大。層間干擾受小層動(dòng)態(tài)流動(dòng)能力差異變化主導(dǎo)，加密射孔方案需綜合考慮縱向小層的動(dòng)靜態(tài)流動(dòng)能力差異，進(jìn)而確定最佳加密射孔方案，達(dá)到降低含水、提高產(chǎn)能的目的，逐步實(shí)現(xiàn)層系重組[20]。在小層靜態(tài)流動(dòng)能力差異界限限制下，含水率大于85%的小層動(dòng)態(tài)流動(dòng)能力強(qiáng)，將顯著加劇層間干擾，易造成全井段高含水、低產(chǎn)能，因此，建議避射，可在全井段含水超過(guò)85%后采取補(bǔ)孔、上返開(kāi)發(fā)；對(duì)于含水率為60%～85%的小層，為保證總產(chǎn)液厚度和全井段產(chǎn)能，建議考慮射開(kāi)合采；對(duì)于含水率低于60%的小層，目前動(dòng)用程度低，挖潛潛力大，需射孔生產(chǎn)。

油田現(xiàn)場(chǎng)需權(quán)衡小層流動(dòng)能力差異、水淹程度差異和射開(kāi)厚度之間的關(guān)系設(shè)計(jì)最佳加密射孔方案，以獲得最大的初期產(chǎn)能。利用修正后的產(chǎn)能預(yù)測(cè)模型可量化評(píng)價(jià)不同加密射孔方案開(kāi)發(fā)效果，確定最佳加密射射孔方案。以P油田水淹區(qū)C-1井為例，該井縱向非均質(zhì)性相對(duì)較弱，縱向小層流動(dòng)能力級(jí)差為2.4，經(jīng)長(zhǎng)期合采全井段含水率為89%，縱向各層水淹程度差異顯著(圖6)，小層動(dòng)態(tài)流動(dòng)能力差異為主控因素。根據(jù)該井水淹程度將縱向小層劃分為強(qiáng)水淹小層(含水率大于85%)、中水淹小層(含水率為60%～85%)、弱水淹小層(含水率小于60%)。考慮經(jīng)濟(jì)性及可實(shí)施性，設(shè)計(jì)3套射孔方案，分別為全井段射開(kāi)(方案1)、強(qiáng)水淹小層避射(方案2)、中/強(qiáng)水淹小層均避射(方案3)。利用修正后的產(chǎn)能預(yù)測(cè)模型繪制各射孔方案全井段產(chǎn)能變化曲線(圖7)。由圖7可知：相比全射孔方案，考慮小層水淹程度差異避射后可顯著降低層間干擾作用，全井段含水率降低、產(chǎn)能提高；方案3全井段含水大幅下降至43%，但全井段射開(kāi)厚度減少，總產(chǎn)能降低，效果欠佳；方案2有效平衡了小層流動(dòng)能力差異、水淹程度差異和射開(kāi)厚度三者之間的關(guān)系，全井段產(chǎn)能最大，為最佳方案，通過(guò)避射含水率高于85%的強(qiáng)水淹小層，可有效緩解動(dòng)態(tài)流動(dòng)能力差異造成的層間干擾作用，確保加密井獲得最大初期產(chǎn)能。利用該方法有效指導(dǎo)P油田9個(gè)潛力區(qū)的層系組合和15口新井的射孔層位優(yōu)化，平均單井日增油達(dá)38 m3/d，初期含水率降低12%，有效緩解了潛力區(qū)的層間矛盾，顯著改善Ⅱ、Ⅲ類薄層的水驅(qū)動(dòng)用效果。

圖6 C-1井小層水淹程度對(duì)比Fig.6 The comparison of water logging degree of sub-beds in Well C-1

圖7 C-1井加密射孔優(yōu)化Fig.7 The optimization of closely spaced perforation of Well C-1

4 結(jié) 論

(1) 海上薄互層砂巖油藏層間干擾主控因素為小層靜態(tài)、動(dòng)態(tài)流動(dòng)能力差異，不同小層流動(dòng)能力級(jí)差下層間干擾動(dòng)態(tài)變化規(guī)律不同，隨含水率上升，層間干擾對(duì)產(chǎn)能及開(kāi)發(fā)效果的影響加劇。

(2) 小層流動(dòng)能力級(jí)差可作為層系組合的劃分標(biāo)準(zhǔn)，級(jí)差7.0以內(nèi)的小層層間干擾相對(duì)較弱，開(kāi)發(fā)初期可劃分同一層系開(kāi)發(fā)，進(jìn)入中高含水期后強(qiáng)水淹小層將顯著加劇層間干擾作用，建議通過(guò)調(diào)剖堵水等措施關(guān)閉高水淹程度小層，改善整體水驅(qū)效果。

(3) 實(shí)際應(yīng)用表明，研究成果可指導(dǎo)海上薄互層砂巖油藏新區(qū)開(kāi)發(fā)層系劃分及老區(qū)加密射孔優(yōu)化等關(guān)鍵工作，通過(guò)對(duì)9個(gè)潛力區(qū)的層系組合和15口新井的射孔層位進(jìn)行優(yōu)化，平均單井日增油達(dá)38 m3/d，初期含水率降低12%，有效緩解了潛力區(qū)的層間矛盾。