多层合采油藏层间干扰规律研究及应用:以渤海南部中轻质油藏为例

2023-11-23吴春新张言辉刘美佳马栋原建伟

科学技术与工程 2023年30期

吴春新,张言辉,刘美佳,马栋,原建伟

(中海石油(中国)有限公司天津分公司,天津 300459)

渤海油田南部海域以中轻质油藏为主,受海上油田勘探开发成本的制约,多采用大段合采的开发模式[1-3],在各层储层物性和流体性质差异的影响下,层间干扰严重,部分油田产量递减快[4-6],油田产能不能得到充分释放,把握多层合采油藏层间干扰规律是提升油田开发效果的关键,为此学者们针对层间干扰进行了大量的研究,归纳起来主要包括实验研究和理论研究两类,在实验研究方面:唐海等[7]综合采用室内实验、油藏工程以及数值模拟方法,对多层合采过程中实验测试和理论研究中层间干扰存在的本质和根源进行了剖析,提出了层间干扰下的油井产能计算方法。吴春新等[8]针对乳状液驱建立了非均质实验模型,在实验研究的基础上提出了分流率和分流率改变系数的概念实现了对乳状液调剖性能定量表征。黄世军等[9]利用物理实验以及油田生产数据相结合的方式定量描述了不同含水阶段的层间干扰现象,提出了普通稠油油藏多层合采的产能预测方法。在理论研究方面:蔡晖等[10]在分析渤海油田垦利区域电阻率与比采油指数之间关系后,利用油藏工程方法建立了层间干扰系数的理论计算模型,定量表征了层间干扰系数。孙天礼等[11]采用多松弛格子玻尔兹曼方法对不同孔-缝-洞配置储层的合采效果进行量化评价,指出生产压差的增大有利于低渗气层的产出。张浩等[12]建立了产液干扰公式,并利用数值模拟方法进行了验证,通过米产液指数倍增比定量表征了稠油油藏层间干扰程度的变化。崔传智等[13]利用枚举法穷举出多种层系重组方案,基于技术和经济对枚举方案进行优选,最大化提高储层动用程度和油田经济效益。陈建华等[14]综合利用Buckley-Leveret方程、水相分流量方程,采用修正渗流参数拟合产能测试数据,形成了一种基于历史生产数据的产量劈分新方法,为边水油藏合采井产量劈分提供指导。

通过对文献梳理发现,当前针对层间干扰研究相对丰富,为油田高效开发奠定了坚实的基础[15],然而对中轻质油藏多层合采的层间干扰规律的研究相对较少,为此,现开展中轻质油藏物理模拟实验模型,建立中轻质油藏多层合采层间干扰系数表征方法,总结不同渗透率级差和不同原油黏度下层间干扰规律,对中轻质油藏技术政策的制定以及高效开发提供理论指导。

1 实验方法和流程设计

1.1 实验原理

通过对渤海油田南部海域多层合采油藏分层测试发现,相对于低渗层,高渗层的产液量和吸入量占比相对较高,并且随着开发的不断进行,占比逐渐变化,分析不同原油黏度油藏开发特征发现,随着原油黏度变化高渗层的产液量和吸入量占比呈现不同的特征。为了模拟这种现象,建立了不同渗透率的填砂管模型模拟高低渗透地层,一端以恒定流量注水,计量不同原油黏度下高渗管、低渗管的产油量和产液量,进而描述多层合采过程层间干扰规律。

1.2 实验装置

整个实验系统包括恒速恒压驱替泵,流量的范围为0～25 mL/min,能够承受的最大压力为 50 MPa,储存油和水的中间容器,最大容量为2 L,用于测量压力的压力表,最大测量压力为10 MPa,测量精度为0.001 MPa),岩心夹持器,能够承受最大的压力为50 MPa,围压驱替泵,管线,玻璃仪器等。实验用油采用渤海油田南部海域现场分离器原油和天然气复配获得,实验用水来自该区域驱替水。实验装置流程如图1和图2所示。

图1 双管并联水驱油实物图

图2 不同渗透率级差岩心并联驱油实验流程

1.3 实验流程

(1)准备两个填砂管,分别填入不同目数的石英砂,放入恒温箱,用氮气测定两个填砂管的渗透率。

(2)用小流量饱和模拟油,采用水低速驱替的方式给填砂管造束缚水,泵速设置为0.05 mL/min,累积注入10.0个孔隙体积(pore volume,PV)驱替水。

(3)填砂管饱和水后,采用油低速驱替的方式给填砂管饱和油,泵速设置为0.05 mL/min,在出口端产出液体不含水后,继续注入实验用油10.0 PV。

(4)称量并记录填砂管饱和水后的质量,计算孔隙体积及孔隙度。

(5)将高渗和低渗填砂管并联,加围压到 15 MPa,将压力表、平流泵、盛水容器连接到与填砂管注入端相连接,将油水分离器和量筒与填砂管出口端相连接,提前将油水分离器充满水。

(6)利用平流泵开展水驱油实验,记录填砂管两端的压力变化情况,观察和记录水驱油突破时间以及注入水量,读取不同PV数下油水计量装置中的出水量和出油量,直至两个填砂管的平均含水达到98%。

(7)根据设计的实验在恒速条件下开展水驱油实验,计量每个填砂管的产油量和产液量,直至两个填砂管的平均含水达到98%。

(8)重复上述步骤开展对比方案实验。

1.4 实验设计

为开展中轻质多层合采砂岩油藏层间干扰规律研究,首先设计了基础实验方案,在此基础上根据渗透率差异、地层原油黏度对层间干扰的影响设计了8组对比实验(表1)。基础实验方案中,高渗层渗透率为479.0 mD,低渗层渗透率为93.4 mD,地层原油黏度为1 mPa·s,在进行不同渗透率级差实验时,保证低渗透层渗透率不变,通过改变高渗透层渗透率进行完成。地层原油黏度对比实验的原油黏度选值分别为2、5、10、20 mPa·s。

表1 多层合采实验方案设计

2 实验结果分析

层间干扰的实质是高低渗透层产液量不均,高渗层产液量高,含水率高,而低渗透产液量低,含水率低,这种差异导致了油田含水上升快、递减快,为了描述高渗层与低渗层的产液差距,提出了产液量级差的概念,其物理意义为高渗透层产液量与低渗透层产液量的比值,即

(1)

式(1)中:Jmn为产液量级差,f;Jhigh为高渗管中的产液量,mL/min;Jhow为低渗管中的产液量,mL/min。产液量级差越高,说明层间干扰越严重。

2.1 渗透率级差实验结果分析

为了开展不同渗透率级差层间干扰规律研究,在基础实验的基础上设计了多种渗透率级差的对比实验,将计量结果按照式(1)进行处理后,得到不同渗透率级差下高渗管与低渗管产液量级差,实验结果如图3所示。

PV数代表注入孔隙体积倍数

由图3可知,中轻质油藏多层合采油藏随着渗透率级差的增加,产液量级差逐渐增加,在注入PV数小于0.15时,产液量极差增加不明显,甚至出现下降的现象,主要是由于注入水进入高渗层,高深层的渗流阻力增大造成的,对于渗透率级差相对较大的油藏,随着累计注入PV数的不断增加,产液量级差逐渐增加至稳定,而对于渗透率级差相对较小的油藏,产液量级差逐渐增加,后期呈现逐渐下降的趋势。

2.2 原油黏度实验结果分析

为了开展不同地层原油黏度层间干扰规律研究,在基础实验的基础上设计了不同原油黏度的对比实验,将计量结果按照式(1)进行处理后,得到不同原油黏度下高渗管与低渗管产液量级差,实验结果如图4所示。

图4 不同黏度下产液量级差对比

由图4可知,中轻质油藏多层合采油藏随着原油黏度的增加,产液量级差逐渐增加,说明随着地层原油黏度的增加会使得层间干扰现象加重。高渗层由于物性好产液量高较早见水,含水饱和度上升速度较快,见水后产液量中产水量的比例逐渐增加,由于地层水的黏度一致,见水后水相相对渗透率增加,高渗层与低渗层产液量差距进一步扩大,层间干扰现象变得更为严重。

3 分采界限以及分采时机分析

在中轻质油藏多层合采时,高渗层的比产液指数较高,低渗层的比采液指数较低,导致低渗层的产油能力不能得到有效释放,层间干扰现象最直接的影响就是油井的产油能力下降。为了定量描述产油能力下降程度,提出了干扰系数的概念,其物理意义为目前情况下油井的产油能力与高渗层和低渗层产液能力相同时的产油量的比值,描述了多层合采时油井的产油能力的释放程度,该值越小层间干扰现象越严重。

(2)

式(2)中:α为干扰系数,f;Qm为目前情况下油井的产油量,m3/d;Qn为高渗层和低渗层产液能力相同时产油量,m3/d。干扰系数越小,说明层间干扰越严重。

图5为不同渗透率级差下含水与干扰系数的关系曲线,从图5可以看出,不同渗透率级差下层间干扰存在一定差异,渗透率级差越大,层间干扰越严重,为了确定细分层系界限,根据图5绘制了不同渗透率级差下的最大干扰系数如图6所示,以层间干扰系数0.5为细分层系标准,确定了中轻质油藏细分层系界限:渗透率级差小于4.0。

图5 不同渗透率级差下含水与干扰系数的关系曲线

图6 不同渗透率级差下最大干扰系数

考虑了不同原油黏度对层间干扰的影响程度不同,根据实验结果绘制了不同原油黏度下含水率与干扰系数的曲线如图7所示,从图7中可以看出,同一渗透率级差不同原油黏度下在低含水阶段层间干扰系数基本一致,而在含水80%以后层间干扰程度出现较大的差异,主要原因是高含水期产液级差相差较大,因此建议细分层系的实际确定为含水80%,对与地层原油黏度较小的油藏细分层系的时机可适当延后。

4 实例应用

渤海A油田位于渤海南部海域,构造上位于渤海湾盆地莱北低凸起北部、黄河口凹陷中洼南部斜坡带,紧邻郯庐断裂渤南段中支。构造主体区为受一组大断层控制的复杂断块构造,具有多个断块、多个高点的特征,走向以近东西向、北东向为主,倾向以北东、北西、南西向为主。主要含油层系发育于古近系沙一段和沙二段,地层原油黏度4.5 mPa·s,纵向上油层多,单层厚度相对较薄,开发方案编制阶段采用定向井分层系开发的方式,该油田于2015年投入生产,受到储层非均质性严重影响,层间干扰问题严重,分层测试结果表明,产能没有得到充分的释放。以该油田A-1和A-2井为例,A-1井纵向共有10个小层,渗透率级差为4.2,A-2井纵向共有10个小层,渗透率级差为4.4,生产过程中进行了多次产液剖面测试,测试结果如表2所示,A-1井测试产液量极差分别为3.52、3.46和5.05,A-2井测试产液量极差分别为3.78、3.64和5.55,结合本文的研究结果预测了产液量极差,误差在5.47%～10.22%,实际资料和预测结果产液量干扰系数结果基本一致,验证本实验方法的可靠性。预测2019年底A-1井和A-2井层间干扰系数已经低于0.5,具备进一步细分层系的可能性。

表2 A-1、A-2井产液量级差

为进一步改善油田开发效果,提出了局部细分层系的开发策略,新增调整井2口,从图8采出程度与含水关系曲线对比可以看出,基础方案含水上升速度较快,调整方案实现了均衡驱替,含水上升速度较慢,具有较好的开发效果,从图9采出程度与生产时间关系曲线对比可以看出,基础方案采出程度为24.7%,调整方案的采出程度为29.6%,调整方案的实施能够进一步降低层间矛盾,提高整体的储量动用程度,从2口调整井实际投产情况来看,投产后日产增加120 m3,预计单井累增油增加12.3×104m3,改善了油田的水驱开发效果。