多層合采油藏層間干擾規律研究及應用:以渤海南部中輕質油藏為例

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油藏為主,受海上油田勘探開發成本的制約,多采用大段合采的開發模式[1-3],在各層儲層物性和流體性質差異的影響下,層間干擾嚴重,部分油田產量遞減快[4-6],油田產能不能得到充分釋放,把握多層合采油藏層間干擾規律是提升油田開發效果的關鍵,為此學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]綜合采用室內實驗、油藏工程以及數值模擬方法,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和根源進行了剖析,提出了層間干擾下的油井產能計算方法。吳春新等[8]針對乳狀液驅建立了非均質實驗模型,在實驗研究的基礎上提出了分流率和分流率改變系數的概念實現了對乳狀液調剖性能定量表征。黃世軍等[9]利用物理實驗以及油田生產數據相結合的方式定量描述了不同含水階段的層間干擾現象,提出了普通稠油油藏多層合采的產能預測方法。在理論研究方面:蔡暉等[10]在分析渤海油田墾利區域電阻率與比采油指數之間關系后,利用油藏工程方法建立了層間干擾系數的理論計算模型,定量表征了層間干擾系數。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,指出生產壓差的增大有利于低滲氣層的產出。張浩等[12]建立了產液干擾公式,并利用數值模擬方法進行了驗證,通過米產液指數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,基于技術和經濟對枚舉方案進行優選,最大化提高儲層動用程度和油田經濟效益。陳建華等[14]綜合利用Buckley-Leveret方程、水相分流量方程,采用修正滲流參數擬合產能測試數據,形成了一種基于歷史生產數據的產量劈分新方法,為邊水油藏合采井產量劈分提供指導。

通過對文獻梳理發現,當前針對層間干擾研究相對豐富,為油田高效開發奠定了堅實的基礎[15],然而對中輕質油藏多層合采的層間干擾規律的研究相對較少,為此,現開展中輕質油藏物理模擬實驗模型,建立中輕質油藏多層合采層間干擾系數表征方法,總結不同滲透率級差和不同原油黏度下層間干擾規律,對中輕質油藏技術政策的制定以及高效開發提供理論指導。

1 實驗方法和流程設計

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現,相對于低滲層,高滲層的產液量和吸入量占比相對較高,并且隨著開發的不斷進行,占比逐漸變化,分析不同原油黏度油藏開發特征發現,隨著原油黏度變化高滲層的產液量和吸入量占比呈現不同的特征。為了模擬這種現象,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、低滲管的產油量和產液量,進而描述多層合采過程層間干擾規律。

1.2 實驗裝置

整個實驗系統包括恒速恒壓驅替泵,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,圍壓驅替泵,管線,玻璃儀器等。實驗用油采用渤海油田南部海域現場分離器原油和天然氣復配獲得,實驗用水來自該區域驅替水。實驗裝置流程如圖1和圖2所示。

圖1 雙管并聯水驅油實物圖

圖2 不同滲透率級差巖心并聯驅油實驗流程

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,采用水低速驅替的方式給填砂管造束縛水,泵速設置為0.05 mL/min,累積注入10.0個孔隙體積(pore volume,PV)驅替水。

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

(4)稱量并記錄填砂管飽和水后的質量,計算孔隙體積及孔隙度。

(5)將高滲和低滲填砂管并聯,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油實驗,記錄填砂管兩端的壓力變化情況,觀察和記錄水驅油突破時間以及注入水量,讀取不同PV數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)根據設計的實驗在恒速條件下開展水驅油實驗,計量每個填砂管的產油量和產液量,直至兩個填砂管的平均含水達到98%。

(8)重復上述步驟開展對比方案實驗。

1.4 實驗設計

為開展中輕質多層合采砂巖油藏層間干擾規律研究,首先設計了基礎實驗方案,在此基礎上根據滲透率差異、地層原油黏度對層間干擾的影響設計了8組對比實驗(表1)。基礎實驗方案中,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計

2 實驗結果分析

層間干擾的實質是高低滲透層產液量不均,高滲層產液量高,含水率高,而低滲透產液量低,含水率低,這種差異導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液差距,提出了產液量級差的概念,其物理意義為高滲透層產液量與低滲透層產液量的比值,即

(1)

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

2.1 滲透率級差實驗結果分析

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

PV數代表注入孔隙體積倍數

由圖3可知,中輕質油藏多層合采油藏隨著滲透率級差的增加,產液量級差逐漸增加,在注入PV數小于0.15時,產液量極差增加不明顯,甚至出現下降的現象,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數的不斷增加,產液量級差逐漸增加至穩定,而對于滲透率級差相對較小的油藏,產液量級差逐漸增加,后期呈現逐漸下降的趨勢。

2.2 原油黏度實驗結果分析

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

圖4 不同黏度下產液量級差對比

由圖4可知,中輕質油藏多層合采油藏隨著原油黏度的增加,產液量級差逐漸增加,說明隨著地層原油黏度的增加會使得層間干擾現象加重。高滲層由于物性好產液量高較早見水,含水飽和度上升速度較快,見水后產液量中產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,高滲層與低滲層產液量差距進一步擴大,層間干擾現象變得更為嚴重。

3 分采界限以及分采時機分析

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

(2)

式(2)中:α為干擾系數,f;Qm為目前情況下油井的產油量,m3/d;Qn為高滲層和低滲層產液能力相同時產油量,m3/d。干擾系數越小,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的關系曲線,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,根據圖5繪制了不同滲透率級差下的最大干擾系數如圖6所示,以層間干擾系數0.5為細分層系標準,確定了中輕質油藏細分層系界限: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的關系曲線

圖6 不同滲透率級差下最大干擾系數

考慮了不同原油黏度對層間干擾的影響程度不同,根據實驗結果繪制了不同原油黏度下含水率與干擾系數的曲線如圖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基本一致,而在含水80%以后層間干擾程度出現較大的差異,主要原因是高含水期產液級差相差較大,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延后。

4 實例應用

渤海A油田位于渤海南部海域,構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。構造主體區為受一組大斷層控制的復雜斷塊構造,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,開發方案編制階段采用定向井分層系開發的方式,該油田于2015年投入生產,受到儲層非均質性嚴重影響,層間干擾問題嚴重,分層測試結果表明,產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,生產過程中進行了多次產液剖面測試,測試結果如表2所示,A-1井測試產液量極差分別為3.52、3.46和5.05,A-2井測試產液量極差分別為3.78、3.64和5.55,結合本文的研究結果預測了產液量極差,誤差在5.47%～10.22%,實際資料和預測結果產液量干擾系數結果基本一致,驗證本實驗方法的可靠性。預測2019年底A-1井和A-2井層間干擾系數已經低于0.5,具備進一步細分層系的可能性。

表2 A-1、A-2井產液量級差

為進一步改善油田開發效果,提出了局部細分層系的開發策略,新增調整井2口,從圖8采出程度與含水關系曲線對比可以看出,基礎方案含水上升速度較快,調整方案實現了均衡驅替,含水上升速度較慢,具有較好的開發效果,從圖9采出程度與生產時間關系曲線對比可以看出,基礎方案采出程度為24.7%,調整方案的采出程度為29.6%,調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口調整井實際投產情況來看,投產后日產增加120 m3,預計單井累增油增加12.3×104m3,改善了油田的水驅開發效果。

圖8 采出程度與含水關系曲線對比

圖9 采出程度與生產時間關系對比

5 結論

(1)針對海上中輕質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,建立了產液量級差和干擾系數等參數,描述了不同滲透率級差和不同原油黏度下層間干擾規律,明確了中輕質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提供了理論指導。

(2)渤海A油田的礦場實際應用表明,本文確定的不同時機的產液量級差和層間干擾系數具有一定的可靠性,能夠指導現場的開發實踐。