吳春新,張言輝,劉美佳,馬棟,原建偉

(中海石油(中國)有限公司天津分公司,天津 300459)

渤海油田南部海域以中輕質(zhì)油藏為主,受海上油田勘探開發(fā)成本的制約,多采用大段合采的開發(fā)模式[1-3],在各層儲層物性和流體性質(zhì)差異的影響下,層間干擾嚴重,部分油田產(chǎn)量遞減快[4-6],油田產(chǎn)能不能得到充分釋放,把握多層合采油藏層間干擾規(guī)律是提升油田開發(fā)效果的關(guān)鍵,為此學(xué)者們針對層間干擾進行了大量的研究,歸納起來主要包括實驗研究和理論研究兩類,在實驗研究方面:唐海等[7]綜合采用室內(nèi)實驗、油藏工程以及數(shù)值模擬方法,對多層合采過程中實驗測試和理論研究中層間干擾存在的本質(zhì)和根源進行了剖析,提出了層間干擾下的油井產(chǎn)能計算方法。吳春新等[8]針對乳狀液驅(qū)建立了非均質(zhì)實驗?zāi)Ｐ?在實驗研究的基礎(chǔ)上提出了分流率和分流率改變系數(shù)的概念實現(xiàn)了對乳狀液調(diào)剖性能定量表征。黃世軍等[9]利用物理實驗以及油田生產(chǎn)數(shù)據(jù)相結(jié)合的方式定量描述了不同含水階段的層間干擾現(xiàn)象,提出了普通稠油油藏多層合采的產(chǎn)能預(yù)測方法。在理論研究方面:蔡暉等[10]在分析渤海油田墾利區(qū)域電阻率與比采油指數(shù)之間關(guān)系后,利用油藏工程方法建立了層間干擾系數(shù)的理論計算模型,定量表征了層間干擾系數(shù)。孫天禮等[11]采用多松弛格子玻爾茲曼方法對不同孔-縫-洞配置儲層的合采效果進行量化評價,指出生產(chǎn)壓差的增大有利于低滲氣層的產(chǎn)出。張浩等[12]建立了產(chǎn)液干擾公式,并利用數(shù)值模擬方法進行了驗證,通過米產(chǎn)液指數(shù)倍增比定量表征了稠油油藏層間干擾程度的變化。崔傳智等[13]利用枚舉法窮舉出多種層系重組方案,基于技術(shù)和經(jīng)濟對枚舉方案進行優(yōu)選,最大化提高儲層動用程度和油田經(jīng)濟效益。陳建華等[14]綜合利用Buckley-Leveret方程、水相分流量方程,采用修正滲流參數(shù)擬合產(chǎn)能測試數(shù)據(jù),形成了一種基于歷史生產(chǎn)數(shù)據(jù)的產(chǎn)量劈分新方法,為邊水油藏合采井產(chǎn)量劈分提供指導(dǎo)。

通過對文獻梳理發(fā)現(xiàn),當(dāng)前針對層間干擾研究相對豐富,為油田高效開發(fā)奠定了堅實的基礎(chǔ)[15],然而對中輕質(zhì)油藏多層合采的層間干擾規(guī)律的研究相對較少,為此,現(xiàn)開展中輕質(zhì)油藏物理模擬實驗?zāi)Ｐ?建立中輕質(zhì)油藏多層合采層間干擾系數(shù)表征方法,總結(jié)不同滲透率級差和不同原油黏度下層間干擾規(guī)律,對中輕質(zhì)油藏技術(shù)政策的制定以及高效開發(fā)提供理論指導(dǎo)。

1 實驗方法和流程設(shè)計

1.1 實驗原理

通過對渤海油田南部海域多層合采油藏分層測試發(fā)現(xiàn),相對于低滲層,高滲層的產(chǎn)液量和吸入量占比相對較高,并且隨著開發(fā)的不斷進行,占比逐漸變化,分析不同原油黏度油藏開發(fā)特征發(fā)現(xiàn),隨著原油黏度變化高滲層的產(chǎn)液量和吸入量占比呈現(xiàn)不同的特征。為了模擬這種現(xiàn)象,建立了不同滲透率的填砂管模型模擬高低滲透地層,一端以恒定流量注水,計量不同原油黏度下高滲管、低滲管的產(chǎn)油量和產(chǎn)液量,進而描述多層合采過程層間干擾規(guī)律。

1.2 實驗裝置

整個實驗系統(tǒng)包括恒速恒壓驅(qū)替泵,流量的范圍為0～25 mL/min,能夠承受的最大壓力為 50 MPa,儲存油和水的中間容器,最大容量為2 L,用于測量壓力的壓力表,最大測量壓力為10 MPa,測量精度為0.001 MPa),巖心夾持器,能夠承受最大的壓力為50 MPa,圍壓驅(qū)替泵,管線,玻璃儀器等。實驗用油采用渤海油田南部海域現(xiàn)場分離器原油和天然氣復(fù)配獲得,實驗用水來自該區(qū)域驅(qū)替水。實驗裝置流程如圖1和圖2所示。

圖1 雙管并聯(lián)水驅(qū)油實物圖

圖2 不同滲透率級差巖心并聯(lián)驅(qū)油實驗流程

1.3 實驗流程

(1)準備兩個填砂管,分別填入不同目數(shù)的石英砂,放入恒溫箱,用氮氣測定兩個填砂管的滲透率。

(2)用小流量飽和模擬油,采用水低速驅(qū)替的方式給填砂管造束縛水,泵速設(shè)置為0.05 mL/min,累積注入10.0個孔隙體積(pore volume,PV)驅(qū)替水。

(3)填砂管飽和水后,采用油低速驅(qū)替的方式給填砂管飽和油,泵速設(shè)置為0.05 mL/min,在出口端產(chǎn)出液體不含水后,繼續(xù)注入實驗用油10.0 PV。

(4)稱量并記錄填砂管飽和水后的質(zhì)量,計算孔隙體積及孔隙度。

(5)將高滲和低滲填砂管并聯(lián),加圍壓到 15 MPa,將壓力表、平流泵、盛水容器連接到與填砂管注入端相連接,將油水分離器和量筒與填砂管出口端相連接,提前將油水分離器充滿水。

(6)利用平流泵開展水驅(qū)油實驗,記錄填砂管兩端的壓力變化情況,觀察和記錄水驅(qū)油突破時間以及注入水量,讀取不同PV數(shù)下油水計量裝置中的出水量和出油量,直至兩個填砂管的平均含水達到98%。

(7)根據(jù)設(shè)計的實驗在恒速條件下開展水驅(qū)油實驗,計量每個填砂管的產(chǎn)油量和產(chǎn)液量,直至兩個填砂管的平均含水達到98%。

(8)重復(fù)上述步驟開展對比方案實驗。

1.4 實驗設(shè)計

為開展中輕質(zhì)多層合采砂巖油藏層間干擾規(guī)律研究,首先設(shè)計了基礎(chǔ)實驗方案,在此基礎(chǔ)上根據(jù)滲透率差異、地層原油黏度對層間干擾的影響設(shè)計了8組對比實驗(表1)。基礎(chǔ)實驗方案中,高滲層滲透率為479.0 mD,低滲層滲透率為93.4 mD,地層原油黏度為1 mPa·s,在進行不同滲透率級差實驗時,保證低滲透層滲透率不變,通過改變高滲透層滲透率進行完成。地層原油黏度對比實驗的原油黏度選值分別為2、5、10、20 mPa·s。

表1 多層合采實驗方案設(shè)計

2 實驗結(jié)果分析

層間干擾的實質(zhì)是高低滲透層產(chǎn)液量不均,高滲層產(chǎn)液量高,含水率高,而低滲透產(chǎn)液量低,含水率低,這種差異導(dǎo)致了油田含水上升快、遞減快,為了描述高滲層與低滲層的產(chǎn)液差距,提出了產(chǎn)液量級差的概念,其物理意義為高滲透層產(chǎn)液量與低滲透層產(chǎn)液量的比值,即

(1)

式(1)中:Jmn為產(chǎn)液量級差,f;Jhigh為高滲管中的產(chǎn)液量,mL/min;Jhow為低滲管中的產(chǎn)液量,mL/min。產(chǎn)液量級差越高,說明層間干擾越嚴重。

2.1 滲透率級差實驗結(jié)果分析

為了開展不同滲透率級差層間干擾規(guī)律研究,在基礎(chǔ)實驗的基礎(chǔ)上設(shè)計了多種滲透率級差的對比實驗,將計量結(jié)果按照式(1)進行處理后,得到不同滲透率級差下高滲管與低滲管產(chǎn)液量級差,實驗結(jié)果如圖3所示。

PV數(shù)代表注入孔隙體積倍數(shù)

由圖3可知,中輕質(zhì)油藏多層合采油藏隨著滲透率級差的增加,產(chǎn)液量級差逐漸增加,在注入PV數(shù)小于0.15時,產(chǎn)液量極差增加不明顯,甚至出現(xiàn)下降的現(xiàn)象,主要是由于注入水進入高滲層,高深層的滲流阻力增大造成的,對于滲透率級差相對較大的油藏,隨著累計注入PV數(shù)的不斷增加,產(chǎn)液量級差逐漸增加至穩(wěn)定,而對于滲透率級差相對較小的油藏,產(chǎn)液量級差逐漸增加,后期呈現(xiàn)逐漸下降的趨勢。

2.2 原油黏度實驗結(jié)果分析

為了開展不同地層原油黏度層間干擾規(guī)律研究,在基礎(chǔ)實驗的基礎(chǔ)上設(shè)計了不同原油黏度的對比實驗,將計量結(jié)果按照式(1)進行處理后,得到不同原油黏度下高滲管與低滲管產(chǎn)液量級差,實驗結(jié)果如圖4所示。

圖4 不同黏度下產(chǎn)液量級差對比

由圖4可知,中輕質(zhì)油藏多層合采油藏隨著原油黏度的增加,產(chǎn)液量級差逐漸增加,說明隨著地層原油黏度的增加會使得層間干擾現(xiàn)象加重。高滲層由于物性好產(chǎn)液量高較早見水,含水飽和度上升速度較快,見水后產(chǎn)液量中產(chǎn)水量的比例逐漸增加,由于地層水的黏度一致,見水后水相相對滲透率增加,高滲層與低滲層產(chǎn)液量差距進一步擴大,層間干擾現(xiàn)象變得更為嚴重。

3 分采界限以及分采時機分析

在中輕質(zhì)油藏多層合采時,高滲層的比產(chǎn)液指數(shù)較高,低滲層的比采液指數(shù)較低,導(dǎo)致低滲層的產(chǎn)油能力不能得到有效釋放,層間干擾現(xiàn)象最直接的影響就是油井的產(chǎn)油能力下降。為了定量描述產(chǎn)油能力下降程度,提出了干擾系數(shù)的概念,其物理意義為目前情況下油井的產(chǎn)油能力與高滲層和低滲層產(chǎn)液能力相同時的產(chǎn)油量的比值,描述了多層合采時油井的產(chǎn)油能力的釋放程度,該值越小層間干擾現(xiàn)象越嚴重。

(2)

式(2)中:α為干擾系數(shù),f;Qm為目前情況下油井的產(chǎn)油量,m3/d;Qn為高滲層和低滲層產(chǎn)液能力相同時產(chǎn)油量,m3/d。干擾系數(shù)越小,說明層間干擾越嚴重。

圖5為不同滲透率級差下含水與干擾系數(shù)的關(guān)系曲線,從圖5可以看出,不同滲透率級差下層間干擾存在一定差異,滲透率級差越大,層間干擾越嚴重,為了確定細分層系界限,根據(jù)圖5繪制了不同滲透率級差下的最大干擾系數(shù)如圖6所示,以層間干擾系數(shù)0.5為細分層系標準,確定了中輕質(zhì)油藏細分層系界限:滲透率級差小于4.0。

圖5 不同滲透率級差下含水與干擾系數(shù)的關(guān)系曲線

圖6 不同滲透率級差下最大干擾系數(shù)

考慮了不同原油黏度對層間干擾的影響程度不同,根據(jù)實驗結(jié)果繪制了不同原油黏度下含水率與干擾系數(shù)的曲線如圖7所示,從圖7中可以看出,同一滲透率級差不同原油黏度下在低含水階段層間干擾系數(shù)基本一致,而在含水80%以后層間干擾程度出現(xiàn)較大的差異,主要原因是高含水期產(chǎn)液級差相差較大,因此建議細分層系的實際確定為含水80%,對與地層原油黏度較小的油藏細分層系的時機可適當(dāng)延后。

4 實例應(yīng)用

渤海A油田位于渤海南部海域,構(gòu)造上位于渤海灣盆地萊北低凸起北部、黃河口凹陷中洼南部斜坡帶,緊鄰郯廬斷裂渤南段中支。構(gòu)造主體區(qū)為受一組大斷層控制的復(fù)雜斷塊構(gòu)造,具有多個斷塊、多個高點的特征,走向以近東西向、北東向為主,傾向以北東、北西、南西向為主。主要含油層系發(fā)育于古近系沙一段和沙二段,地層原油黏度4.5 mPa·s,縱向上油層多,單層厚度相對較薄,開發(fā)方案編制階段采用定向井分層系開發(fā)的方式,該油田于2015年投入生產(chǎn),受到儲層非均質(zhì)性嚴重影響,層間干擾問題嚴重,分層測試結(jié)果表明,產(chǎn)能沒有得到充分的釋放。以該油田A-1和A-2井為例,A-1井縱向共有10個小層,滲透率級差為4.2,A-2井縱向共有10個小層,滲透率級差為4.4,生產(chǎn)過程中進行了多次產(chǎn)液剖面測試,測試結(jié)果如表2所示,A-1井測試產(chǎn)液量極差分別為3.52、3.46和5.05,A-2井測試產(chǎn)液量極差分別為3.78、3.64和5.55,結(jié)合本文的研究結(jié)果預(yù)測了產(chǎn)液量極差,誤差在5.47%～10.22%,實際資料和預(yù)測結(jié)果產(chǎn)液量干擾系數(shù)結(jié)果基本一致,驗證本實驗方法的可靠性。預(yù)測2019年底A-1井和A-2井層間干擾系數(shù)已經(jīng)低于0.5,具備進一步細分層系的可能性。

表2 A-1、A-2井產(chǎn)液量級差

為進一步改善油田開發(fā)效果,提出了局部細分層系的開發(fā)策略,新增調(diào)整井2口,從圖8采出程度與含水關(guān)系曲線對比可以看出,基礎(chǔ)方案含水上升速度較快,調(diào)整方案實現(xiàn)了均衡驅(qū)替,含水上升速度較慢,具有較好的開發(fā)效果,從圖9采出程度與生產(chǎn)時間關(guān)系曲線對比可以看出,基礎(chǔ)方案采出程度為24.7%,調(diào)整方案的采出程度為29.6%,調(diào)整方案的實施能夠進一步降低層間矛盾,提高整體的儲量動用程度,從2口調(diào)整井實際投產(chǎn)情況來看,投產(chǎn)后日產(chǎn)增加120 m3,預(yù)計單井累增油增加12.3×104m3,改善了油田的水驅(qū)開發(fā)效果。

圖8 采出程度與含水關(guān)系曲線對比

圖9 采出程度與生產(chǎn)時間關(guān)系對比

5 結(jié)論

(1)針對海上中輕質(zhì)油藏多層合采層間干擾的問題,首次利用填砂管模型模擬了多層合采層間干擾過程,建立了產(chǎn)液量級差和干擾系數(shù)等參數(shù),描述了不同滲透率級差和不同原油黏度下層間干擾規(guī)律,明確了中輕質(zhì)油藏的細分層系界限為4,分采時機為含水80%,為類似油田的高效開發(fā)提供了理論指導(dǎo)。

(2)渤海A油田的礦場實際應(yīng)用表明,本文確定的不同時機的產(chǎn)液量級差和層間干擾系數(shù)具有一定的可靠性,能夠指導(dǎo)現(xiàn)場的開發(fā)實踐。