海上薄互层砂岩油藏层间干扰规律及调整对策

2022-11-23孙鹏霄

特种油气藏 2022年5期

孙鹏霄

(中海石油有限公司开发生产部，北京 100010)

0 引言

全球约30%的油气资源储存于薄互层砂岩油藏中[1]，开发潜力巨大。海上薄互层砂岩油藏受到经济和技术双重限制，往往利用定向井进行多层合采，注采井距为300～500 m[2]。受水动力及沉积演化的影响，薄互层砂岩油藏储层纵向跨度大、小层层数多、单层厚度薄、砂体展布规模小，纵向各层渗透率差异显著[3-4]，原油黏度变化明显。同时，由于各小层砂体发育规模不同，在相同的井网井距条件下，各层注采连通状况也存在很大差异，薄互层油藏在多重因素共同作用下层间矛盾突出，流动能力强的优势层位储量动用程度高，流动能力弱的小层储量无法有效动用，层间干扰严重影响开发效果[5-10]。前人通过多种方法开展层间干扰研究[11-18]认为：现场分层测试实施难度大，影响油田正常生产，所获取的资料有限；室内实验研究、油藏工程方法往往基于简化后的储层模型开展研究，油层厚度大，发育规模大，主控因素较为单一，研究成果无法适用于小尺度、多因素的海上薄互层砂岩油藏；数模方法受到地震资料解释精度等限制，薄层砂体精细刻画复杂，模拟结果存在较大误差。目前，缺乏针对海上薄互层砂岩油藏层间干扰规律的有效评价方法和技术手段。因此，以渤海典型油藏为研究对象，建立适用于薄互层砂岩油藏的不同含水阶段层间干扰定量表征方法，并结合现场实例应用提出有针对性的调整对策。

1 油田概况

P油田位于渤海海域中南部，油田范围内平均水深为27～33 m，主力储层为馆陶组，埋藏深度为1 000～1 400 m，纵向划分为7个油层组30个小层(L50—L116)，跨度达到400 m。馆上段平均孔隙度为28.3%，平均渗透率为761.0 mD，为高孔高渗储层；馆下段平均孔隙度为23.3%，平均渗透率为859.0 mD，为中孔高渗储层。馆陶组整体为具有浅水环境的河漫湖泊—河泛平原沉积背景，主要发育辫状河道—辫状河三角洲、辫曲转换沉积、曲流河—枝状三角洲共生等沉积类型。受沉积作用影响，馆陶组薄储层占比较大，约82.0%的储层单层厚度小于5.0 m。按照行业标准，可将P油田纵向各小层划分为3类(表1)。馆陶组以常规原油(60 ℃黏度为9～20 mPa·s)为主，随着埋深增加，地面原油密度和黏度减小。

表1 P油田小层分类情况Table 1 The classification of sub-beds in P Oilfield

P油田主体区于2002年投产，开发初期为了降低油田开发成本，采用稀井网、大井距、多层合注合采的开发模式，注采井网为反九点，注采井距约为300 m，导致层间矛盾突出，含水快速上升、产量递减加快，整体水驱采收率低。截至2021年12月，P油田主体区整体含水为87%，自然递减率约为20%。由于长期采取合注合采开发，层间干扰现象非常严重，纵向储量动用程度严重不均衡：Ⅰ类优势小层目前采出程度约为35%，水淹状况严重；Ⅱ、Ⅲ类薄储层动用状况差，采出程度仅为14%和7%，其中，Ⅱ类小层水淹程度相对较低，Ⅲ类小层基本未水淹，油田整体开发效果不理想。由于缺乏对薄互层油藏层间干扰规律的准确认识，层间矛盾难以缓解，近几年新投产井均出现高含水、低产能、开发效果不及预期的情况，油田调整难度大。

2 层间干扰定量表征

2.1 主控因素分析

2.1.1 小层静态流动能力

传统研究认为层间渗流能力差异造成层间干扰现象[12-14]。受海上薄互层砂岩油藏储层发育特征及开发方式影响，各小层的物性(渗透率、厚度)、原油黏度、注采受效程度共同决定了各小层自身流动能力(即小层静态流动能力，为小层固有属性)稳定不变。故引入小层静态流动能力系数Ω，该参数可更加全面地评价海上薄互层砂岩油藏不同注采井距下各小层的静态流动能力。

(1)

(2)

为了全面描述薄互层砂岩油藏小层之间静态流动能力差异程度[12]，引入流动能力级差ΔΩ、流动能力偏差系数DΩ、基准流动能力Ωmin。其中，流动能力级差为Ⅰ类小层平均流动能力与Ⅲ类小层平均流动能力的比值，流动能力偏差系数为整体平均流动能力与Ⅲ类小层平均流动能力的差和Ⅰ类小层平均流动能力与Ⅲ类小层平均流动能力的差的比值，基准流动能力为Ⅲ类小层平均流动能力，3项参数共同描述了薄互层砂岩油藏整体流动能力强弱和纵向非均质程度。

2.1.2 小层动态流动能力

各层静态流动能力的非均质性造成各层产液速度和水淹速度存在显著差异，强流动能力小层产出液量大，注采速度快，储量动用程度高，水淹速度快，弱流动能力小层产出液量小，储量动用程度低，水淹速度慢。受油水相对流动能力差异性的影响，优势层随含水快速上升，油水两相渗流阻力明显减弱，小层的流动能力快速增强，而非优势层含水上升缓慢，油水两相渗流阻力和流动能力基本保持不变，整体流动能力差异程度不断加剧，弱流动能力小层的储量动用状况越来越差，即层间干扰的抑制作用不断增强。与此同时，现场监测证实优势层注采受效程度好，注采保持均衡，小层压力基本维持稳定，而非优势小层注采连通性较差，注采状况不佳，往往出现欠压的情况，合采过程中各小层地层压力的差异也在一定程度上加剧了层间干扰作用。综合以上分析，薄互层砂岩油藏的层间干扰受到小层水淹程度、油水相渗和地层压力等动态因素的影响，可合并称为小层动态流动能力，该参数不断发生变化。

借鉴文献[13]研究成果，以干扰系数衡量层间干扰的作用强度，即相同含水条件下合采与分采相比产能下降的幅度，干扰系数越大，层间干扰程度越严重。

(3)

式中：β为干扰系数；q为小层单采产油量，m3/d；Q为生产井合采产油量，m3/d；n为小层总数。

传统定向井产能预测模型[18-19]为：

(4)

式中：pe为地层压力，MPa；pwf为井底流压，MPa；μo为地层原油黏度，mPa·s；Bo为原油体积系数；R为注采井距，m；r为井筒半径，m；S为表皮系数；H为有效厚度，m。

联立式(2)、(3)可得到干扰系数动态反演公式[19]。其中，Kroi、fwi、pei分别表述了小层动态流动能力对层间干扰的影响规律。结合生产动态数据，利用式(5)可计算得到各生产井不同含水阶段干扰系数情况，更加直观地描述薄互层砂岩油藏大段合采过程中层间干扰的变化规律。

(5)

式中：fw为小层含水率，%；Kro(fw)为小层油相相对渗透率。

2.2 干扰评价图版

利用式(5)计算P油田50口典型生产井干扰系数随含水上升的变化曲线。经统计发现，按照干扰系数变化形态特征可将曲线划分凹型、线型、凸型3种模式。以3口典型井为例(图1)，各井流动能力级差差异显著(表2)。对比3口典型井干扰系数可知：薄互层砂岩油藏层间干扰均随含水上升逐渐增强；薄互层砂岩油藏层间干扰变化模式和小层流动能力级差直接相关，流动能力级差越大，干扰程度越大且加剧时机越早。

图1 3种典型井干扰系数变化规律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口生产井的干扰系数为基础，通过划分模式和相关性分析形成P油田海上薄互层油藏层间干扰量化预测图版(图2)。由图2可知：当小层流动能力级差小于4.5时，层间干扰主要受小层静态流动能力差异影响，干扰系数呈凹型，中低含水期层间干扰作用弱且基本稳定，说明层间矛盾较弱，储量动用相对均匀；进入高含水阶段后(含水大于85%)，层间干扰逐渐加剧，说明优势小层的流动能力增强，对非优势小层的抑制作用增强。当小层流动能力级差大于4.5且小于7.0时，小层动态流动能力差异影响作用增强，干扰系数呈线型稳定上升，层间干扰作用随含水上升逐渐加强，说明层间干扰对非优势小层的抑制作用持续增强，加剧程度较为稳定，没有明显阶段性。当小层流动能力级差大于7.0时，干扰系数呈凸型，小层动态流动能力差异起主导作用，层间干扰在中低含水期即达到并始终保持在较高程度，说明产能贡献基本来自优势小层，其他小层基本未动用，层间干扰对整体开发效果影响很大。

图2 P油田薄互层油藏全过程层间干扰量化图版Fig.2 The quantification chart of interlayer interference in the whole process of thin interbedded reservoir in P Oilfield

2.3 合采产能预测模型

利用统计的50口井的干扰系数，明确流动能力级差、流动能力偏差系数、基准流动能力3项参数与不同含水阶段层间干扰系数的相关关系，借鉴前人研究成果[12]，建立薄互层砂岩油藏干扰系数量化评价模型，并利用实际数据拟合确定模型的参数值(表3)。

(6)

式中：λ、ω、ε、γ均为不同模型系数。

表3 不同干扰模式参数值Table 3 The parameter values of different interference patterns

传统产能预测模型未考虑薄互层砂岩油藏小层实际注采受效状况和层间干扰的影响，因此，将小层流动能力、干扰系数引入传统产能预测模型进行修正得到式(7)，可准确预测薄互层砂岩油藏不同含水阶段定向井合采产能。以典型井A-1井为例，全井段小层流动能力级差为4.5，分别采用传统产能预测模型和修正模型计算该井产能(图3)，结果表明修正模型预测结果与实际结果更加吻合，准确度高。

(7)

图3 A-1井产能预测结果对比Fig.3 The comparison of productivity prediction results of Well A-1

3 现场调整对策

3.1 开发层系划分界限

针对P油田主体区目前形势，通过新井实现层系重组提高Ⅱ、Ⅲ类薄储层动用程度是主要调整方向。对于潜力较大的未开发区，水淹程度较低，纵向小层的静态流动能力差异为主控因素，合理层系组合方案能够有效缓解层间矛盾，减轻层间干扰带来的负面影响，结合图2可确定P油田层系划分界限：流动能力级差小于4.5的小层干扰作用相对较弱，建议合采开发；流动能力级差为4.5～7.0的小层，建议初期采取合采开发降低成本，当全井段进入中高含水期之后，通过调剖堵水等措施关闭高水淹程度小层，改善水驱效果；流动能力级差大于7.0的小层受干扰抑制作用严重，建议分层开发或后期补孔上返开发，以提高整体开发效果。

利用修正后的产能预测模型可量化评价不同开发层系划分方案的开发效果，通过敏感性分析进而确定最佳方案。以未水淹区B-1井为例，B-1井小层流动能力差异显著，平均流动能力级差为8.3，非均质性严重，根据各小层静态流动能力划分优、中、差3个等级(图4)，结合现场实际情况设计4套层系组合方案(表4)。

图4 B-1井小层流动能力Fig.4 The flow capacity of sub-beds in Well B-1

表4 B-1井层系组合方案Table 4 The bed series combination scheme of Well B-1

利用式(7)预测各方案全井段产能变化(图5)，发现分层开采能够很大程度上缓解大段合采所带来的层间干扰作用，全井段产能大幅提高，其中，方案3和4的产能提高幅度最大，考虑到作业难度和经济成本，建议选取方案3为推荐方案，即水平井单采L102小层，其余小层定向井合采开发。同时，建议结合该井储层展布规律，优化注水井位，提高小层注采受效程度，缓解层间矛盾，改善开发效果。

图5 B-1井层系组合方案优化Fig.5 The optimization of bed series combination scheme of Well B-1

3.2 加密射孔优化方法

对于水淹程度较高的开发区域，需通过加密调整挖潜剩余潜力，但由于缺乏有效技术手段，薄互层砂岩油藏加密井实施效果往往不及预期，这是因为长期合采导致纵向各层水淹程度差异很大。层间干扰受小层动态流动能力差异变化主导，加密射孔方案需综合考虑纵向小层的动静态流动能力差异，进而确定最佳加密射孔方案，达到降低含水、提高产能的目的，逐步实现层系重组[20]。在小层静态流动能力差异界限限制下，含水率大于85%的小层动态流动能力强，将显著加剧层间干扰，易造成全井段高含水、低产能，因此，建议避射，可在全井段含水超过85%后采取补孔、上返开发；对于含水率为60%～85%的小层，为保证总产液厚度和全井段产能，建议考虑射开合采；对于含水率低于60%的小层，目前动用程度低，挖潜潜力大，需射孔生产。

油田现场需权衡小层流动能力差异、水淹程度差异和射开厚度之间的关系设计最佳加密射孔方案，以获得最大的初期产能。利用修正后的产能预测模型可量化评价不同加密射孔方案开发效果，确定最佳加密射射孔方案。以P油田水淹区C-1井为例，该井纵向非均质性相对较弱，纵向小层流动能力级差为2.4，经长期合采全井段含水率为89%，纵向各层水淹程度差异显著(图6)，小层动态流动能力差异为主控因素。根据该井水淹程度将纵向小层划分为强水淹小层(含水率大于85%)、中水淹小层(含水率为60%～85%)、弱水淹小层(含水率小于60%)。考虑经济性及可实施性，设计3套射孔方案，分别为全井段射开(方案1)、强水淹小层避射(方案2)、中/强水淹小层均避射(方案3)。利用修正后的产能预测模型绘制各射孔方案全井段产能变化曲线(图7)。由图7可知：相比全射孔方案，考虑小层水淹程度差异避射后可显著降低层间干扰作用，全井段含水率降低、产能提高；方案3全井段含水大幅下降至43%，但全井段射开厚度减少，总产能降低，效果欠佳；方案2有效平衡了小层流动能力差异、水淹程度差异和射开厚度三者之间的关系，全井段产能最大，为最佳方案，通过避射含水率高于85%的强水淹小层，可有效缓解动态流动能力差异造成的层间干扰作用，确保加密井获得最大初期产能。利用该方法有效指导P油田9个潜力区的层系组合和15口新井的射孔层位优化，平均单井日增油达38 m3/d，初期含水率降低12%，有效缓解了潜力区的层间矛盾，显著改善Ⅱ、Ⅲ类薄层的水驱动用效果。