何 芬

（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300452）

J油田主力产层是沙河街组，目前处在开发早期，储层结构复杂，在平面上河道窄、多期砂体叠置交错，纵向上小层发育较多、厚度薄，油田投产时间短，测试资料少，目前合采层间干扰大，制约油田产能[1]建设。纵向上层间干扰大，非主力层段产能受层间干扰影响，动用程度很低，有的非主力薄储层根本没有动用。所以，非常有必要对不同含水阶段的层间干扰系数[2]变化规律进行研究表征，为J油田提高纵向储层动用提供科学合理的决策依据和措施方向。这对降低层间干扰，提高水驱油藏整体采收率非常有意义。实践证明该技术的研究方法正确，为相似油田的高效开发提供一定借鉴经验。

1 层间干扰系数计算

对于多层合采砂岩油藏，分层产能测试表明，干扰系数随着测试时含水阶段不同而不同。实际上，除纵向非均质性引起层间干扰外，随着油田开发的深入，纵向各层的压力和含水率等差异也越来越大，并且这些参数相互影响、相互制约，使干扰进一步加剧。根据渗流模型假设供油半径无限大的水平均质等厚的圆地层，在该地层中心有一口定向井生产，地层的边界压力一直保持不变。定向井的产能计算公式为：

对于运用定向井开发的多个薄砂层合采时，由于层与层之间存在干扰，实际合采产能不能直接用单层油藏产能公式计算，而是多个小层的产能叠加。假设无限大地层定压边界油藏共有m个小层，计算m个小层一起合采[3]时对应的采油指数干扰系数为：

多层油藏合采采油指数可以表示为：

设定合采时油井钻遇各小层的井筒半径、泄油半径和机械表皮系数相同，式（1）、（2）、（3）联立，可以得到层间干扰系数的计算公式（4）：

式中：α-层间干扰系数，f；Q-油井产量，m3/d；K-油层平均渗透率，mD；Kro-油相渗透率，mD；Rev-供油半径，m；Rwc-井筒半径，m；S-机械表皮因子，f；Pme-合采井供给边界地层压力，MPa；Pmw-油井合采井底流压，MPa；Pe-小层供给边界地层压力，MPa；Pw-小层油井井底流压，MPa；h-油层厚度，m；Boi-原油体积系数，m3/m3；μoi-原油黏度，mPa·s；fwi-小层含水率，f。

根据J油田实际地质静态参数及油井生产状况分别取对应参数，计算出J油田不同含水率阶段对应的产油干扰系数曲线（见图1）。

图1 J油田产油干扰系数随含水率变化曲线

研究结果表明，J油田产油干扰系数在不同含水阶段具有不同增长规律，在低含水阶段产油干扰系数上升幅度较小。

从图1可以看到，当含水率fw＜40%，该油田产油干扰系数范围为0.15～0.34，随着含水上升产油干扰系数增加幅度较小；当含水率fw＞40%产油干扰系数随着含水快速上升，几乎成直线上升，产油干扰系数最大可达0.89。在含水率大于40%时，产油干扰系数逐渐增大，因此应该尽量在含水率小于40%以下采取合理的工作制度、细分层系等开发策略获得更高的可采储量，提高油田整体开发水平。

2 数值模拟研究

以J油田实际地质模型建立机理模型（见图2），利用数值模拟[4]计算不同开发时间采液指数PI变化。

从油井产液指数变化曲线（见图3）可以发现，油井在投产初期PI=21 sm3/d·bar，随着注水开发，半年后含水为20%油井PI=18 sm3/d·bar，折算产油干扰系数为0.15，一年后含水达到60%，油井PI=12.8 sm3/d·bar，折算产油干扰系数为0.4。由J油田产油干扰系数随含水变化规律曲线计算fw=20%，产油干扰系数为0.18，fw=60%，产油干扰系数为0.41。两种研究方法的研究结果基本一致。

图2 J油田地质模型

图3 采液指数PI变化曲线

3 矿场试验与应用

2017年在J油田主力井区优选6口含水低于40%的油井进行产能测试，分别测试定向井合采与分层单采的产能变化规律，测试结果证明该含水阶段J油田产油干扰系数为0.3（见表1）。

2018年，油田对主力井区10口进行工作制度调整，主要是通过注水井分层调配，对相对高渗的主产层适当减少注采比，对没有动用的相对低渗的非主力产层适当增加注采比，提高油井纵向各小层动用程度，尽量减缓单层含水突破，减少层间干扰。通过调整注水井合理工作制度，有效减缓油田自然递减率，与措施前相比，自然递减率减少2%。实践证明效果非常明显。

4 结论

（1）产油干扰系数在不同含水阶段具有不同增长规律，当含水率fw<40%，J油田产油干扰系数随着含水上升产油干扰系数增加幅度较小，当含水率fw>40%产油干扰系数随着含水快速上升，几乎成直线上升。

（2）在含水率小于40%通过调整合理的工作制度可有效提高纵向上油层动用程度，减少层间干扰，控制含水上升并减缓自然递减率，提高油田整体开发水平。从已实施的矿场试验结果显示效果较好，为类似油藏开发提供借鉴。

表1 6口井产能测试分析表