多层底水油藏层间干扰规律研究及应用——以秦皇岛32-6油田为例

康博韬 姜 彬 陈国宁 李晨曦 郜益华

(中海油研究总院有限责任公司， 北京 100028)

多层砂岩油藏是我国陆相沉积盆地的主要油藏或油田。这类油藏的原油具有陆相生油的特点，黏度相对较高，所在储层的物性与流体性质纵向差异比较明显[1]。同时，多层砂岩油藏往往存在多套油水系统，大部分具有层状边水的特点，但边水不活跃，能量较弱；部分为底水油藏，水体能量相对较强[2]。在海上油田开发中，为了降低成本而常采用多层合采方式，其间油水系统、储层物性及流体性质的差异导致层间矛盾突出，严重影响油田的整体开发效果。为了更好地指导此类油田的开发，需要进一步认识层间干扰规律，研究合理的定量预测和评价方法。

目前，针对层间干扰的研究方法主要分为两大类，物理实验方法和油藏工程方法。层间干扰机理复杂，影响因素较多，而绝大多数室内实验仅针对单一因素展开研究，其结果易产生较大偏差[3 -5]。油藏工程方法主要是在一系列假设条件下对实际储层进行简化后建立数学模型，其研究结果对现场生产的指导意义有限[6-9]。

秦皇岛32-6油田是渤海地区典型的多层砂岩油藏，本次研究将以该油田为例开展多层底水油藏层间干扰规律研究。

1 油田概况

秦皇岛32-6油田位于渤海中部海域，主要含油层为明化镇组下段，为典型的曲流河沉积地层[10]，纵向上共分为28个小层。其主要含油层划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ、Ⅵ油组，油组内部储层物性接近，单砂体横向变化大，不同油组间的渗透率变异系数为0.7～1.1，非均质性较强。同时，该油田油水关系复杂，既有边水又有底水。其中，明Ⅲ油组为典型的底水油藏，且底水能量较强；其余各层为边水油藏，但边水不活跃，能量相对较弱。不同油组间的流体性质差异比较明显，明 Ⅰ — 明Ⅳ油组原油黏度为260 mPa·s，明 Ⅴ — 明Ⅵ油组原油黏度为78 mPa·s。

秦皇岛32-6油田现场实践表明，多层合采过程中底水油藏和纵向非均质程度是影响层间干扰规律的最主要因素，对合采井的开发效果起到了决定性的作用。该油田前期采用定向井笼统注采的开发方式。其间，由于受到各层油水关系差异、渗透率、有效厚度以及流体性质差异等方面的影响，层间矛盾非常突出，注水开发收效严重不均，合采生产井产能不高且递减快，整体储量动用程度低，开发效果不理想。

2 层间干扰规律分析

2.1 动态反演方法

采油(液)干扰系数可用于定量评价多层合采过程中不同含水阶段的层间干扰对油井全井段采油(液)能力的影响程度。其物理意义是，多层合采过程中由于受到层间干扰作用的影响，导致相同含水情况下合采方式比单采方式的油井整体采油(液)能力的降低程度[11-14]。采油(液)干扰系数的计算如式(1)(2)所示：

(1)

(2)

式中：αl—— 采液干扰系数；

αo—— 采油干扰系数；

Jdoi—— 第i层采油指数，m3/(d·MPa)；

Jdli—— 第i层采液指数，m3/(d·MPa)；

Jo—— 合采实际采油指数，m3/(d·MPa)；

Jl—— 合采实际采液指数，m3/(d·MPa)。

程林松等人将采油(液)干扰系数和启动压力梯度引入传统的定向井产能公式[15，16-19]，进而建立了适用于普通稠油油藏的定向井多层合采产能公式，如式(3)(4)所示：

(3)

(4)

式中：Ql—— 合采产液量，m3/d；

Qo—— 合采产油量，m3/d；

Ki—— 第i层渗透率，μm2；

Kroi—— 第i层油相相对渗透率；

hi—— 第i层储层厚度，m；

μoi—— 第i层原油黏度，mPa·s；

Δp—— 生产压差，MPa；

Rev—— 供给半径，m；

rwe—— 井筒半径，m；

S—— 表皮系数；

Gi—— 启动压力梯度，MPa/m；

Boi—— 原油体积系数，无因次。

针对具体生产井，结合各层物性及流体信息、生产动态资料及静压测试数据，利用式(3)、式(4)可反演求得不同含水阶段的层间干扰变化规律。

2.2 底水油藏影响规律分析

为了研究油水系统对层间干扰的影响情况，选择秦皇岛32-6油田生产历程相似典型井(A05井、A20井和A03井)进行分析(见图1)。

图1 秦皇岛32-6油田3口典型井连井剖面图

A05井、A20井、A03井均于2001年投产，投产初期发育底水的Ⅲ油组参与合采的时间近2 a，后因底水锥进、含水快速上升而关闭Ⅲ油组。

运用动态反演法分别计算这3口井的采油(液)干扰系数，数据对比如图2所示。

图2 3口井关闭底水油藏前后采油干扰系数变化

当Ⅲ油组参与合采时，含水上升速度非常快，生产时间不到2 a即进入高含水期。同时，采油干扰系数短期内即达到一个非常高的水平，说明层间干扰现象严重抑制了油井的产油能力。

关闭Ⅲ油组后，油井含水立即大幅下降，含水上升速度及采油干扰系数的变化相对平缓，在生产时间近10 a时才达到之前的水平。这一现象说明，在Ⅲ油组参与合采生产时，生产井含水率上升速度与层间干扰程度均由Ⅲ油组主控，而其他油组基本没有参与生产，整体动用程度很差。

究其原因，主要是由于底水油藏天然能量相对较强，各层压力系统的差异加快了底水锥进的速度，导致含水快速上升，层间矛盾加剧。由此可见，底水油藏对层间干扰有很大影响。因此，建议对于多层边水油藏，可采用定向井合注合采方式；而对于具有一定储量规模的底水油藏，应采用水平井单独开采方式，以抑制含水率的上升，减弱层间矛盾，改善储层的整体动用程度。

2.3 纵向非均质性影响规律分析

储层纵向非均质程度是影响层间干扰现象的主要因素，纵向各层之间渗透率、有效厚度及流体黏度差异的共同作用造成了油水流动能力的差异。为了更加全面地分析层间干扰作用规律，将流动系数级差(R)作为衡量层间纵向非均质严重程度的主要指标，对纵向各层之间的渗透率、有效厚度及流体黏度的差异所带来的影响进行综合考虑。R的表达式为：

(5)

式中：R—— 流动系数级差；

Mmax、Mmin—— 全井段各油组最大、最小流动系数。

选择秦皇岛32-6油田10口流动能力级差各不相同的典型井进行分析，基本信息如表1所示。通过动态反演法分别计算各井关闭底水油藏之后的采油(液)干扰系数，观察其随含水率的变化(见图3、图4)。

表1 秦皇岛32-6油田10口典型井流动系数级差

图3 不同含水阶段采油干扰系数变化规律

图4 不同含水阶段采液干扰系数变化规律

各井采油干扰系数随全井段含水率变化的情况不同，层间干扰对各井采油能力始终表现为抑制作用，且抑制作用随着含水上升而逐渐增强。同时，流动系数级差越大，抑制作用越强。对于流动系数级差大于10的油层，干扰程度始终保持在一个较高水平。因此，在具有一定储量规模的情况下，此类油层不适合划分为同一层系进行合采。对于流动系数级差小于10的油层，合采初期层间干扰程度相对较弱，对采油能力不会造成太大影响；但当全井段含水率上升至70%以后，抑制作用明显增强。建议考虑层系调整或重组，以改善非主力层位储量动用程度。

各井采液干扰系数随全井段含水率变化的情况不同，含水初期油井采液能力受到层间干扰的抑制作用，随含水上升抑制作用逐渐减弱。流动系数级差越大，含水初期层间干扰对油井采液能力的抑制作用越强。对于流动系数级差小于10的油层，含水率上升至一定阶段后，层间干扰对油井采液能力的影响作用会出现反转，由抑制采液转变为促进采液；同时，流动系数级差越大，不同含水阶段层间干扰对油井采液能力的影响也越大。对于普通稠油油藏而言，合采层段的储层物性与流体性质差异越大，高含水阶段通过提液来改善差储层动用程度的效果会越不理想。

3 层间干扰定量预测

(6)

流动系数级差是决定性因素，但级差项并不能全面地反映多层油藏纵向非均质程度，好、中、差小层自身绝对流动能力对层间干扰也有明显的影响。因此，同时采用流动系数级差、基准流动系数、流动偏差系数这3个参数，可以共同描述储层的整体非均质状况。基准项与级差项共同描述储集层整体流动能力范围，即油藏纵向各小层绝对流动能力的大致分布范围；级差项与偏差项共同描述储集层的纵向非均质程度，即油藏纵向各小层相对流动能力的差异程度。其中，级差项反映了好、差储层之间的相互干扰，偏差项则考虑了中间储层的影响。

采用相关性分析及多元非线性拟合方法，建立适用于多层普通稠油油藏的干扰系数计算公式：

(7)

(8)

式中：fw—— 含水率，%；

R—— 流动系数级差；

Mbase—— 基准流动系数，(μm2·m)/(mPa·s)；

D—— 流动偏差系数；

λ、ω、γ、μ—— 常参数，数值见表2。

表2 公式中各常参数取值

表2中各参数的值，是通过秦皇岛32-6油田56口典型生产井实际动静态数据拟合而得。该油田为渤海地区典型的多层砂岩油藏，参数值可用于渤海地区多层常规砂岩油藏合采过程中的层间干扰规律预测工作。

4 现场应用分析

将前面所观察的规律应用于SZ36-1油田，验证其预测效果。

SZ36-1油田位于渤海辽东湾海域，其主力含油层段为东营组下段，为三角洲前缘沉积，砂层发育，油层分布稳定，连续性好，具有典型的反韵律特征。按照沉积旋回和岩性组合，该油田储层在纵向上可分为3套油组(Ⅰu、Ⅰd、Ⅱ)，原油黏度60 ～ 200 mPa·s，无边底水影响，初期采用定向井合采 方式开发[10]。

SZ36-1油田有3口典型井(SZ1井、SZ2井和SZ3井)，其基本信息如表3所示。运用式(7)(8)，预测这3口井不同含水阶段的采油(液)干扰系数变化规律。将预测结果代入式(3)(4)，得到各井的产能变化情况。将这3口井的采油(液)指数预测数据与实际数据进行对比，结果见图5、图6、图7。可以看出，本次研究考虑了层间干扰的影响，整体预测效果更好，尤其是针对中高含水阶段的预测精度较高。

表3 3口典型井基本信息

图5 SZ-1井采油(液)指数预测结果对比

图7 SZ-3井采油(液)指数预测结果对比

5 结 语

在一些多层底水油藏注水开发中，由于油水关系复杂、纵向各层物性及流体性质差异大，因此层间矛盾突出，后期调整难度较大。秦皇岛32-6油田属于典型的多层底水油藏，以该油田为例采用动态反演方法定量评价层间干扰变化规律。

底水油藏参与合采开发时易发生锥进现象，使层间干扰加剧，严重影响整体开发效果。对于具有一定储量规模的底水油藏，建议采用水平井单独开采的方式，以便抑制含水率的上升，减弱层间矛盾。

储层物性及原油性质差异是影响干扰程度的主要因素，建议将流动系数级差10作为开发初期层系划分的界限。干扰程度随着含水率的上升而加剧，建议在高含水期(fw>80%)进行层系重组，以改善非主力层位的注水开发效果。