多层合采油藏层间动态干扰定量表征新技术

2015-02-17苏彦春贾晓飞李云鹏邓景夫王公昌

特种油气藏 2015年6期

关键词：提液定向井含水

苏彦春，贾晓飞，李云鹏，邓景夫，王公昌

(中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300452)

多层合采油藏层间动态干扰定量表征新技术

苏彦春，贾晓飞，李云鹏，邓景夫，王公昌

(中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300452)

针对目前多层合采砂岩油藏层间干扰定量表征理论研究较少的现状，在充分研究引起层间干扰的动、静态因素的基础上，提出了层间动态干扰的新概念，并建立了层间动态干扰系数定量表征数学模型。从单层油藏出发并结合层间干扰定义，运用渗流理论推导了多层合采砂岩油藏动态干扰系数与纵向各层含水率、渗透率及合采压差的定量关系。以此为基础，提出了降低层间干扰的对策，如层系调整或层系不变情况下的油井卡层、提液及注水井分层调配。在渤海SZ油田实施了大规模提液降低干扰的措施，表现为提液初期动态干扰系数降低、25～35个月后提液失效。层间动态干扰定量表征新技术对于油井常规降低干扰措施和油田层系调整方案的制订具有一定的指导作用。

砂岩油藏；多层合采；层间干扰程度；非均质性；层间矛盾；渤海SZ油田

0 引言

多层合采砂岩油藏在开发过程中，由于层间非均质性强、层间干扰程度大，最终表现为各油层储量动用程度和采出程度差异大、油藏采收率低等特点[1-11]。目前，层间干扰程度的主要研究方法为油井分层产能测试法[12-13]。该方法的优点是能够得到层间干扰的第一手资料，缺点是成本高。因此，通常测试资料较少，而且从测试本身无法了解干扰的影响因素及其变化规律。另外，对于多层合采砂岩油藏，除物性差异外，随着开发的深入，纵向各层的压力和含水等差异也越来越大，使干扰进一步加剧。因此，在充分考虑引起干扰的动、静态因素的基础上，提出了层间动态干扰的新概念，并从理论上推导了其计算方法。

1 层间动态干扰新概念

对于多层合采砂岩油藏，纵向各层的物性差异，即储层纵向非均质性是造成层间矛盾的内因，这一点已经取得了广泛的共识[12-14]。实际上，除物性差异外，随着油田开发的深入，纵向各层的压力和含水等差异也越来越大，并且这些参数相互影响、相互制约，使干扰进一步加剧，进而影响着油井产能。因此，层间干扰是一个随着油田开发而变化的参数，这一认识也与渤海SZ油田G16井历年分层产能测试结果一致。因此，在充分考虑引起层间干扰的动、静态因素的基础上，将层间干扰系数的内涵加以深化，将其定义为层间动态干扰。

2 层间动态干扰数学模型推导

假设无限大水平均质等厚圆形地层定压边界单层油藏中心一口定向井，其产能公式为[15]：

(1)

式中：qo为单层油藏中心一口定向井日产油量，m3/d；K为单层油藏渗透率，μm2；Kro为单层油藏油相相对渗透率；h为单层油藏厚度，m；pe为地层压力，MPa；pw为井底流压，MPa；μo为原油黏度，mPa·s；Bo为原油体积系数；Rev为定向井泄油半径，m；rwe为定向井井筒半径，m；S为表皮因子。

对于无限大定压边界砂岩油藏多层合采的定向井而言，假设共有n个小层，根据干扰系数定义[16]：

(2)

式中：αo为层间干扰系数；Jho为合采时采油指数，m3/(d·MPa)；Jdoi为定向井第i层作为单层油藏单采时的采油指数，m3/(d·MPa)。

假设各小层的泄油半径、井筒半径和表皮系数均相同，将式(1)带入式(2)中，得到考虑层间干扰的多层合采砂岩油藏定向井合采产能公式：

(3)式中：Q为多层合采时的单井实际日产油量，m3/d；Ki为第i层的渗透率，μm2；Kroi为第i层的油相相对渗透率；hi为第i层的厚度，m；μoi为第i层的原油黏度，mPa·s；Boi为第i层的原油体积系数。

将上式变形整理，便得到了利用合采生产资料动态反演层间干扰系数的计算公式：

(4)

由式(4)可以看出，层间干扰系数是各层渗透率、含水以及合采压差的函数。对于非均质储层，物性差异是引起层间干扰的内因；而油田开发过程中，纵向各层含水差异和合采压力的变化则是加剧层间干扰的外因。由于各层含水及合采压差在不断变化，因此，层间干扰系数也是不断变化的。

明确了动态干扰的影响因素，即基本上明确了降低干扰的措施方向。降低干扰的途径主要可以从改变纵向物性差异、各层含水差异、合采压差3个方面入手，通常可以通过层系调整或层系不变时的油井卡层、提液及注水井分层调配来实现。

3 应用实例及分析

以压差对干扰的影响为例进行了分析。矿场通常采取提液的措施来改变生产压差，但是从原理上来看，提液在提高压差Δp的同时，合采产量和纵向各层的油相相对渗透率均会发生变化，这些因素共同作用，最终影响着提液的效果及提液后动态干扰系数的变化规律。

SZ油田位于渤海辽东湾海域，是一个在前第三系古潜山背景上发育的古近系披覆构造；储集层为东营组下段，油藏埋深为1 175～1 605 m，为湖相三角洲沉积；油藏类型为受构造和岩性控制的层状构造油藏，原油黏度为24～452 mPa·s，属于重质稠油油田。

2009年SZ油田含水率达到70%，平均单井产液量为250 m3/d。从含水70%开始，该油田实施了大规模提液措施，从单井产能的角度看，提高生产压差有效提高了单井产能。以A14井为例，该井于2010年3月30日提液，提液初期日产液量从100 m3/d提高至200 m3/d，含水率由68%下降至60%。

运用公式(4)计算A14井的动态干扰系数，绘制动态干扰系数与含水率的关系曲线，如图1所示。该井于1996年5月进行过分层产能测试，合采含水率为7%，运用实测资料计算其层间干扰系数为0.32，运用推导的新方法计算的干扰系数为0.30，其相对误差为5.08%，说明新方法计算结果准确性较高，测试点与计算点对比如图1所示。

图1 SZ油田A14井提液前后动态干扰系数曲线

从A14井的干扰系数变化特征来看，提液后含水下降，同时动态干扰系数也降低，在动态干扰系数曲线上表现为数据点向左下方偏移。提液初期含水率由68%下降到60%，干扰系数由0.35下降至0.15，产量随之升高。随着提液时间的延长，纵向各层的油水重新分布，压力和含水的差异进一步增大，干扰进一步增强，在动态干扰系数曲线上表现为数据点向右上方移动，一段时间之后，动态干扰系数恢复到提液前动态干扰系数变化的趋势线上，提液措施失效。

统计SZ油田50余口提液井的动态干扰系数曲线发现：提液后含水率和动态干扰系数均降低，整体表现为提液后动态干扰系数向左下方偏移；提液25～35个月后动态干扰系数恢复到提液前动态干扰系数变化的趋势线上，表现为提液措施失效，及时开展相关接替措施的研究和试验很有必要。