康博韬，张迎春，姜 彬，陈国宁，郜益华，李晨曦

(1.海洋石油高效开发国家重点实验室，北京 100028；2.中海油研究总院，北京 100028)

薄互层砂岩油藏分布范围广，储量占比大，是中国未来产量接替的主要组成部分，未来开发潜力巨大[1]。从降低开发成本和提高经济性的角度出发，海上薄互层砂岩油藏开发初期多采用定向井大段合采的方式，且一次井网的注采井距相对较大(300～500 m)。由于薄互层砂岩油藏的储层发育特征不同于常规多层砂岩油藏，其纵向跨度大，往往发育多套油组，且同一油组内部的小层层数多、单层有效厚度薄(<5 m)、小层砂体展布范围有限(<300 m)，小层的物性及流体性质差异明显，整体纵向非均质性严重。同时，由于受到小层砂体展布范围的影响，在一次井网条件下的各小层的注采连通状况和水淹程度均存在很大差异，以上诸多影响因素导致小层之间的流动能力存在较大差异，进而不可避免地导致此类油藏在实际生产过程中的层间干扰现象非常严重，优势层位水淹严重，而非优势层位的储量基本无法动用，严重影响油田的整体开发效果[2-6]。因此，准确认识薄互层砂岩油藏不同开发阶段的层间干扰作用规律，进而合理划分新油田的开发层系、优化老油田的加密井的射孔方案对于实现此类油田的高效开发和挖潜而言是至关重要的。

目前针对层间干扰规律的研究已有很多[7-17]，一方面，油藏工程方法和物理实验模拟均以常规多层砂岩油藏为研究对象，以油组为研究单元，未细化至小层，研究尺度过大，同时，仅仅考虑了层间渗透率差异对于层间干扰作用规律的影响，考虑因素并不全面，形成的研究成果并不适用于纵向跨度大、小层层数多、厚度薄、砂体展布范围小的海上薄互层砂岩油藏。另一方面，数值模拟研究又受到资料基础的限制和目前处理能力的约束，基本无法精细刻画小层的发育状况，模拟结果与现场偏差很大，指导意义有限。整体来看，目前对海上薄互层砂岩油藏的层间干扰规律尚无准确的认识，缺乏有效的评价方法，油田现场层系划分及射孔方案优化缺乏理论依据，风险和不确定性大，现场实施效果并不理想。

针对上述问题，在典型海上薄互层砂岩油藏蓬莱19-3油田展开深入的研究工作。基于层间干扰作用机理综合考虑小层注采连通程度、小层渗透率、有效厚度、流体黏度以及小层水淹程度等关键性因素，通过油藏工程理论建立干扰系数计算公式。进一步结合蓬莱19-3油田动静态资料分析，定量评价不同含水阶段的层间干扰变化规律，准确预测合采过程中不同含水阶段的产能情况，为此类油藏的开发层系的合理划分和射孔方案优化提供理论基础和技术支持。

1 研究油田的特征

蓬莱19-3油田为在渤南低凸起基底隆起背景上发育的、受北东和南北向走滑断层控制的断裂背斜构造，断裂发育，平面上划分为22个区块。含油层段为明下段与馆陶组，储层埋藏深度在900～1 400 m，纵向跨度达到500 m，纵向上跨度大，划分13个油组47个小层。纵向各层之间的储层物性、流体性质及注采连通状况差异非常明显，非均质性较为严重。明下段属于曲流河沉积，储层平面变化大。馆陶组属于辫状河三角洲沉积，储层发育，主力层厚度大、连续性好，非主力层层数多，其中，小于5 m储层占82%。该油田主体区目前已经进入开发中后期，含水已达87%，由于前期采用大段合层开采，层间干扰现象非常严重，纵向储量均衡动用程度很差，薄互层采出程度仅为7%，油田的整体开发效果差。

2 层间干扰规律

2.1 干扰机理分析

根据目前研究认识，由于不同小层的流动能力不同，流动能力强的优势层，流动阻力小，压降小，易形成高压系统[12]，进而抑制流动能力弱的非优势层的产液贡献率和储量动用程度。同时，由于受到小层之间不同流动能力和产液速度的影响，流动能力强、产液贡献大的优势层位含水上升更快，反之，非优势层位的含水上升则更慢，含水上升速度的差异又加剧了小层之间的流动能力差异，最直观的表现即为随着含水上升非优势层的产量贡献率及储量动用情况越来越差，即层间干扰作用越来越严重。综合以上分析，层间干扰变化规律主要受到小层之间的绝对流动能力差异，包括渗透率、有效厚度、流体黏度及注采连通程度和小层之间的相对流动能力差异，包括水淹程度、油水相对渗流能力、生产压差两个方面的共同影响。目前的传统研究仅仅考虑绝对流动能力中的渗透率单一因素，而海上薄互层油藏受制于储层发育特征和注采井距的共同作用，其小层注采连通程度和小层的油水相对流动能力的差异对于层间干扰的影响作用更为显著，因此，传统方法无法适用。

为了更加准确地评价海上薄互层砂岩油藏的层间干扰作用规律，引入小层流动能力F的概念定量表征各小层的绝对流动能力，定义如式(1)。该参数综合了小层渗透率、有效厚度、流体黏度及注采连通程度等参数，能够更加准确地描述小层间的绝对流动能力大小。

(1)

(2)

式中：Fi为第i小层的流动能力；Ki为第i小层的有效渗透率，μm2；Hi为第i小层的有效厚度，m；μi为第i小层的原油黏度，cp；Ti为第i小层的注采连通率；Hiconnected为第i小层与注水井连通的有效厚度，m；Hitotal为第i小层的总有效厚度，m。

研究表明，小层流动能力级差是决定性因素，但级差项并不能全面地反映小层的纵向非均质程度，小层本身绝对流动能力大小对层间干扰也有明显的影响。为了更加全面描述小层之间的流动能力差异和层间矛盾情况，引入了小层基准流动能力(Fmin)和小层流动能力级差(Fmax/Fmean)两项共同描述储层的整体非均质状况[12]。其中，Fmean为小层平均绝对流动能力，描述了油藏整体情况；Fmax和Fmin为小层最大和最小绝对流动能力，描述了储集层整体流动能力范围，即油藏纵向各小层绝对流动能力的大致分布范围；Fmax/Fmean则描述了储集层的纵向非均质程度，即油藏纵向各小层绝对流动能力的差异程度。

结合目前认识，干扰系数α是描述层间干扰严重程度的重要指标[12]。其物理意义是指，在某一含水率下，合采实际产能相比分采总产能所下降的幅度。干扰系数越大，表示层间干扰程度越严重，即非优势层位所受到的抑制作用越明显，合采开发效果也越差。

(3)

式(3)中:α为干扰系数；Jdoi为第i层单层产油指数，m3/(d· MPa)；Jo为合采实际产油指数，m3/(d· MPa)。

传统的定向井产能多采用裘比公式加负表皮系数计算得到，由于对定向井角度引起的负表皮系数的计算方法不同，其中，Vandervlis法较为常用[18-19]，表达式为

(4)

式(4)中：Q为合采产量，m3/d；K为有效渗透率，μm2；h为有效厚度，m；pe为供给压力，MPa；pwf为井底流压，MPa；Bo为原油体积系数；μo为原油黏度，mPa·s；rwv为定向井井筒半径，m；rwe为有效井筒半径，m；L为定向井等效长度，m；h为有效厚度，m；θ为井斜角，rad；Rev为供给半径，m；Sθ为井身结构表皮系数；Sd为完井表皮系数。

考虑油相相对渗透率随含水率的变化关系，将式(3)、式(4)联立后可得干扰系数计算公式[式(5)]，利用式(5)可根据实际生产资料求取在产井的干扰系数变化规律。

(5)

式(5)中：fw为含水率，%；Kro(fw)为不同含水率下的油相相对渗透率；n为小层总数；i为小层序号；(Kihi)/(μoiBoi)为小层的绝对流动能力(渗透率、有效厚度、流体黏度)；fwi、Kroi和pei-pwfi分别为小层之间相对流动能力(水淹程度、油水相渗、生产压差)的差异。

2.2 干扰模式划分

基于蓬莱19-3油田在产井的动静态资料，利用式(5)计算各井干扰系数。分析可知，薄互层砂岩油藏多层合采过程中层间干扰对油井产能具有明显的抑制作用，且不同流动能力级差、不同含水阶段下层间干扰变化规律具有明显的差别。

经统计，蓬莱19-3油田层间干扰作用规律可划分为三种典型模式：先慢后快型、稳定上升型、先快后慢型。以蓬莱19-3油田3口典型生产井为例(表1)，三种层间干扰变化模式如图1所示。由图1可见，小层流动能力级差越大，初期层间干扰作用越严重，且加剧速度越快，对于开发效果的影响也越大。

表1 蓬莱19-3油田三口典型井基本信息

图1 三种典型层间干扰变化模式

2.3 干扰评价图版

选取蓬莱19-3油田具有代表性的30口生产井，利用式(5)计算各井干扰系数，去除噪点后通过三次样条插值进行简化处理，根据相关性分析结果，分别对各井不同含水阶段的干扰系数进行分段多元拟合，建立薄互层砂岩油藏层间干扰定量评价图版(图2)。

图2 蓬莱19-3油田层间干扰定量评价图版

由图2可知，当小层流动能力级差(Fmax/Fmean)在2.0～5.0时，层间干扰呈先慢后快型，中低含水阶段层间干扰程度相对较弱且变化平缓，进入高含水阶段后，层间干扰程度加剧，同时，流动能力级差越大，层间干扰程度上升越快；当小层流动能力级差(Fmax/Fmean)在5.0～7.0时，层间干扰呈稳定上升型，干扰程度稳步上升，抑制作用持续增强；当小层流动能力级差(Fmax/Fmean)大于7.0时，层间干扰呈先快后慢型，中低含水阶段层间干扰程度快速上升，短期内即达到较高水平，对油井产能抑制作用较强，进入高含水阶段后基本保持稳定。

综合以上分析，进一步提出现场层系划分策略，建议2.0

3 合采产能预测

3.1 产能预测公式

由于受到层间干扰的影响，海上薄互层砂岩油藏定向井合采产能及开发效果往往不及预期，传统方法预测精度较低。基于蓬莱19-3油田典型井干扰系数计算结果，通过相关性分析确定干扰系数与小层流动能力级差、小层基准流动能力以及含水率等变量的相关关系，通过多元非线性拟合建立干扰系数定量预测公式[式(6)]，利用式(6)可预测目标生产井干扰系数随含水率的变化规律。

(6)

式(6)中：κ、λ、ω、γ为模型参数。利用式(6)拟合不同模式生产井的干扰系数结果得到的参数取值如表2所示。

表2 蓬莱19-3油田干扰系数公式参数值

根据式(3)和式(4)，将小层流动能力F和干扰系数α引入传统产能公式，建立适用于薄互层砂岩油藏的定向井合采产能预测公式[式(7)]。将式(6)、式(7)相结合可准确评价薄互层油藏定向井合采过程中产能随含水率的变化情况。

(7)

3.2 应用效果验证

以蓬莱19-3油田其他产区1口典型生产井B-01为例，该井纵向各小层流动能力如图3所示。该井采用全井段笼统注采的方式进行生产，小层流动能力级差4.5，投产后实际产能未达预期。按照上述方法重新评价该井产能并与实际生产动态进行对比(图4)，预测精度大幅提高。

图3 B-01井基本情况

图4 B-01井产能预测结果对比

4 现场应用

4.1 开发层系划分

对于新投产区块而言，各层水淹程度相对较弱，划分开发层系时主要考虑各小层的渗透率、有效厚度、流体黏度及注采连通程度的差异[20]。以蓬莱19-3油田新区开发井J-01为例(图5)。由图5可知，该井区纵向非均质性严重，全井段小层流动能力级差为8.3，建议合理划分层系开发。

图5 J-01井区基本情况

按照小层流动能力差异可划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ共3个等级，其中Ⅰ类小层(L102小层)流动优势程度明显高于其他小层，Ⅱ类小层(L50/58/70/72/82/92/100)流动能力次之，Ⅲ类小层(L60/62/88/90/94/104/110/112/114)流动能力最弱。考虑经济性及目前工艺水平，初步制订4套层系划分方案：笼统注采、两套层系(Ⅰ/Ⅱ+Ⅲ)、两套层系(Ⅰ+Ⅱ/Ⅲ)和三套层系(Ⅰ+Ⅱ+Ⅲ)。利用式(6)、式(7)分别预测J-01井区4种层系划分方案下不同含水阶段的层间干扰及产能变化规律(图6)。

图6 J-01井不同层系划分方案产能对比

由图6对比可知，划分层系开发方案相比笼统注采方案层间干扰作用明显减弱，产能明显提高，开发效果得到大幅改善。整体来看，方案三和方案四的产能和开发效果改善程度最佳，同时考虑经济效益及实施难度等问题，建议将方案三作为推荐方案，即划分两套层系开发，Ⅱ/Ⅲ类小层采用定向井合采开发，Ⅰ类小层(L102小层)单独开发，可在改善开发效果的同时最大限度地提高经济效益。

4.2 加密井射孔优化

对于老区加密井而言，长期开采导致各小层已发生不同程度的水淹，因此，射孔优化时需重点考虑小层水淹程度的差异状况[20]。以蓬莱19-3油田群主体区加密井A-31为例(图7)。由图7可知，A-31井区小层流动能力接近，流动能力系数级差2.4，非均质性相对较弱，但各小层水淹程度差异明显，全井段含水89%。根据小层水淹程度可将小层划分为三类，其中，Ⅰ类小层(L82/86/62/74)小层水淹程度高，Ⅱ类小层(L84/72/50)水淹程度中等，Ⅲ类小层(L70/56/58)水淹程度相对较低。考虑经济性及目前工艺水平，初步制订三套射孔方案，分别为全射孔、避射Ⅰ类水淹层、避射Ⅰ+Ⅱ类水淹层。利用式(6)、式(7)分别预测A-31井区三种射孔方案下不同含水阶段的层间干扰及产能变化规律，并根据不同射孔方案下的初期含水预测结果对各个产能曲线进行截断处理(图8)。

图7 A-31井区基本情况

图8 A-31井不同射孔方案产能对比

由图8对比可知，避射不同程度的水淹层后，全井段含水将出现相应的下降，其产能及开发效果也有明显差异。方案三避射Ⅰ/Ⅱ类水淹层全井段含水将下降至45%，但因有效厚度降低，导致产能也出现明显下降，经济性较差；对比全射孔方案，方案二的开发效果和经济性最优，因此，建议避射Ⅰ类水淹层，全井段含水将降至60%，层间干扰作用将大幅减弱，同时产能提高约40 m3/d，累产油预计增加2.5万m3。同时，待全井段含水上升至89%左右可重新打开Ⅰ类水淹层生产，确保储量均匀动用，从而达到高效挖潜海上薄互层剩余储量的目的。

5 结论

(1)相比常规多层砂岩油藏，海上薄互层砂岩油藏实际生产过程中层间干扰影响因素多，变化规律更为复杂，小层注采连通程度、渗透率、有效厚度、流体黏度以及水淹程度的差异均会对开发效果产生较大影响，需予以全面考虑。

(2)小层流动能力级差可作为海上薄互层砂岩油藏开发层系划分的标准，小层流动能力级差5.0以内投产初期可进行合采开发，中高含水期建议进行层系调整，流动能力级差高于5.0的小层建议分层系开发，以确保油田整体的开发效果。

(3)研究方法考虑因素全面，预测精度高，现场实用性强，能够为海上薄互层砂岩油藏的层系划分及后期综合调整等工作提供有力的技术支持，研究思路及工作流程对其他类型油藏具有指导意义。