渤海稀油油田多层合采层间干扰室内实验研究

蔡 晖，郭书豪*，程林松，张占华，贾 品

1. 中海油（中国）有限公司 天津分公司渤海石油研究院，天津 300452；

2. 中国石油大学（北京）石油工程学院，北京 102249

典型的中深层薄互层油藏，储层多期叠置，夹层多，砂泥岩互层，储层非均质性强，具有埋藏深、层间物性差异大等特点，并且对于海上油藏来说，为兼顾其生产效果及开发成本，又多采用大段合采的开发方式进行生产，而这也必将导致更为严重的层间干扰现象，储层动用不均，注水效率降低，层间均衡驱替困难，使高效注水开发难度大增。

现有的关于层间干扰的研究大致可归结为三种方式：机理研究（Osman and Tiab，1981；戴榕菁等，1989；Anbarci et al.，1989；李成勇等，2010；刘启国等，2010）、数值模拟及（Zhang et al.，1990；陈民锋等，2007；余华杰等，2014）物理模拟（Heam，1971；潘毅等，2012；黄世军等，2015）。从渗流机理方面进行研究，会受到层间干扰本身复杂性的局限，为求得解析解或半解析解，势必模型建立较为简单，很难应用于指导现场实际生产，而应用数值模拟方法进行研究，又很难得到某一影响因素具体作用方式，只能得到其影响程度大小。因而，更多学者选择应用物理模拟的方法揭示层间干扰的实际问题（史兴旺等，2017；阚亮等，2019；杨婷媛等，2019）。但是现有的文献资料对层间干扰的研究更多的集中于稠油油藏，对于稀油油藏层间干扰问题涉及少之又少，难以借鉴。

因此，有必要利用长岩心并联水驱油室内物理模拟实验（图1），研究稀油条件下，不同非均质条件下的层间干扰现象及其规律，从而为现场不同阶段开采方式，层系调整，减缓层间矛盾等提供理论指导。

图1 双管并联水驱油实物图Fig. 1 Physical diagram of double-pipe parallel water flooding

1 实验

1.1 实验条件

（1）实验材料：人造岩心（300 mm×25 mm×25 mm）、蒸馏水、煤油、机油、苏丹Ⅲ染色剂等；

（2）配模拟油：煤油和机油按9:1混合，使用品氏粘度计测量，保证黏度在1.5～1.7 cP范围之内；

（3）中间容器：为使实验现象明显，油水易于区分，将模拟油用苏丹Ⅲ染色后装入中间容器备用；

（4）测量称量：由于油水粘度比过小，水驱油过程含水率上升较快，为更好的探明含水率上升阶段层间干扰变化规律，使用油水分离器进行计量记录。

表1 岩心数据表Table 1 Basic data of cores analyzed in this study

1.2 实验方案

实验方案如表2所示。

表2 实验方案Table 2 Experimental scheme of this study

利用多层合采实验装置模型（图2），分别进行单管和双管并联水驱油室内物理模拟实验，全程记录产油量、产液量、压力变化以及含水上升数据，之后再进行实验数据的整理与分析。

图2 多层合采实验装置图Fig. 2 Test device of multi-layer mining

2 实验结果及分析

2.1 单根实验

实验过程中发现，由于油水黏度比过小，含水上升过快，即使使用油水分离器，也不能很好的掌握含水上升的具体变化规律，为此采用见水前变换驱替速度，由1 mL/min变更为0.2 mL/min，以便测量更为精准的含水上升变化规律。

稀油所展现出的的驱替规律与稠油差异很大（图3），由于油水黏度比值小，无水采收期长。见水后，产油快速下降，产水迅速上升，油水同产阶段很短，更接近于活塞式驱替。

图3 不同渗透率岩心生产参数变化曲线Fig. 3 Variation curve of core production parameter under different permeabilities

对产油量、产液量及压差数据进行处理，可得采油指数随含水率变化曲线（图4），可观察到不同含水阶段采油指数的变化规律，含水上升阶段，采油指数变化更接近于线性变化，随含水率增大采油指数变小，且渗透率越高下降幅度越大，经过拟合后得到单管水驱油实验采油指数函数曲线（图5）。

图4 单管实验采油指数变化曲线Fig. 4 Curve of single-tube experimental oil recovery index

图5 单管实验采油指数变化拟合曲线Fig. 5 Fitting curve of oil recovery index based on single-tube experiment

2.2 双根实验

含水率变化规律（图6），以300 mD、25 mD合采与300 mD、100 mD合采为例，可以看出稀油情况下，不论是高渗还是低渗含水率变化规律十分相似，无水采收率高，无水采收期时间长，含水上升迅速。合采含水率变化，呈现阶梯式上升，并且存在级差增大，见水时间随之提前的特点。

图6 含水率变化规律图Fig. 6 Plots showing the variation regularities of water content

合采与单采采油指数对比（图7），普遍存在合采采油指数大于单采采油指数之和的现象。由合采含水上升规律可知，高渗层总是先于低渗层见水，而且见水后采油指数迅速下降，导致合采的采油指数会大于单采之和，并且存在级差越大，合采采油指数与单采采油指数之和差异越大的特点。

图7 不同渗透率级差合采单采采油指数对比图Fig. 7 Comparison of oil recovery index under different permeabilities

双管并联水驱油过程大致可以分为三个阶段（图8）：第一阶段，以高渗层为主动用的产油阶段，第二阶段，高渗层低渗层共同动用的产油阶段，第三阶段，以低渗层为主的产油阶段。渗透率级差越大，第二阶段越短，油水界面推进差异越大，层间矛盾越突出，越不利于均衡驱替。

图8 不同渗透率级差采油指数阶段曲线Fig. 8 Stage curves of oil extraction index under different permeabilities

3 结论

（1）油水黏度比小的情况下，通过不同渗透率岩心单根水驱油实验发现，其含水率变化具有相似性，见水后，产油量快速下降，产水量迅速上升，油水同产阶段很短，驱替更接近于活塞式驱替。

（2）油水黏度比小的情况下，多层合采含水呈现阶梯式上升，并且存在级差增大，见水时间随之提前的特点。通过合采单采采油指数的对比可以发现，与稠油不同，稀油油藏在低含水阶段层间干扰矛盾就很严重。建议现场注水开发早期就进行适当的层系划分。

（3）水驱油过程可分为三个阶段：高渗层为主动用的产油阶段，高渗层低渗层共同动用的产油阶段，低渗层为主的产油阶段。渗透率级差越大，第二阶段越短，油水界面推进差异越大，层间矛盾越突出，越不利于均衡驱替。建议现场将渗透率级差在5～12以内的储层作为一个开发层系进行合采，以减缓多层合采层间干扰矛盾。