层间干扰实质与再认识

2022-11-21张铠漓唐瑞雪吕栋梁

西南石油大学学报(自然科学版) 2022年5期

唐海，张铠漓，唐瑞雪，吕栋梁，谭吕

1.西南石油大学石油与天然气工程学院，四川成都 610500；2.中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津塘沽 300452

引言

多层油气藏普遍具有较强的非均质性，合注合采时层间始终存在相互制约和干扰，各油层生产动态差异随着开发进行而不断加剧，逐渐暴露出含水上升快、储量动用不均和油藏采收率低等问题[1-5]。

为了认清层间干扰对多层油藏注水开发效果的影响，前人多基于准确性较高的现场油井测试第一手资料，对层间干扰现象开展了大量研究。陈元千、袁弈群等基于油田现场试验数据，对层间干扰产生的原因及干扰规律进行了定性研究，认为储层非均质性、油藏流体物性差异及各层段地层压力差异是引起层间干扰的主要因素[6-9]。针对现场油井试验因测试成本高和影响油井生产时率而无法被广泛应用的实际情况，于春生、黄世军等基于实际多层油藏地质特征，通过开展并联驱替实验模拟现场合注合采过程，研究了层间干扰对注水开发效果的影响机理[10-15]，提出通过控制层系划分界限和优化开发技术政策等方法，改善多层油藏的注水开发效果。鲜波、余华杰等采用数值模拟方法系统研究了层间干扰的影响因素，形成了指导均衡开采的界限图版，并系统分析了各因素对干扰的影响规律[16-20]。为了合理解释多层油藏开发动态、开发效果和产能在分段测试与整体测试中的差异，李波等基于现场试验、室内实验和数值模拟等方法的测试及模拟结果，定义了多种层间干扰系数并引入到单层油井产能公式中，建立了考虑层间干扰的多层合采油井产能计算公式[21-22]。

虽然目前定义的各种干扰系数能定量表征层间干扰现象，但其实质仅是一种单纯的数值处理与分析方法，该系数的物理内涵与油藏实际注水开发渗流过程并不完全相符，不能解释清楚层间干扰的实质。针对前期研究存在的不足，本文结合室内实验测试方法、油藏工程方法和数值模拟方法，剖析了早期多层合采实验测试及理论研究中存在层间干扰的根源和实质，并在此基础上，建立了考虑层间干扰的油井产能计算新方法。实例应用结果表明，该方法更符合油藏实际情况，为多层油藏合注合采产能的预测及降低层间矛盾对实际生产效果影响的策略制定提供了理论依据。

1 前期层间干扰理论剖析

层间干扰系数表征了多层合采开发导致油井的整体产油（液）能力相较于分注分采时的降低程度。前期定义的层间干扰系数种类很多，以日产量层间干扰系数和累产量层间干扰系数为例，其定义式分别为

式中：α___日产油（液）量干扰系数，无因次；

t___生产时间，d；

β___累产油（液）量干扰系数，无因次；

qdi___第i层分注分采时的日产油（液）量，m3；

qhi___多层合采时第i层的日产油（液）量，m3；

___第i层分注分采时的累产油量，m3；

___多层合采时第i层的累产油量，m3；

___第i层分注分采时的累产液量，m3；

多层合采时第i层的累产液量，m3。

式（1）和式（2）中各参数物理意义表明，层间干扰系数主要是基于现场试验数据[9]和室内并联驱替实验测试数据[11]定义和求取的，也可基于多层合采油井产能修正公式，通过反演现场生产动态求取层间干扰系数[22]。显然，这样人为定义的层间干扰系数，仅仅是为了解释现场试验和室内实验中不同测试条件的结果存在差异的客观现象，其本质是一种数值分析方法，在实际应用中存在以下不足：（1）层间干扰系数涉及参数多且均随时间变化，该系数仅限于解释干扰作用导致的多层合采产油（液）能力低于分注分采时各层产油（液）能力之和的现象，不能体现油藏渗流场在不同注采方式下对产油（液）能力影响的差异，无法解释层间干扰现象的物理内涵。（2）层间干扰系数为时间的函数，但现场只能进行单点测试，不能按照定义进行完整的系统性测试，因而无法基于现场单点实测结果得到干扰系数的变化规律。同时，在目前使用的多层合采油井产能修正公式中，也没有体现干扰系数与时间的函数关系。另外，基于产能修正公式，通过反演现场生产动态求取干扰系数时需要大量统计数据，限制了该方法在现场的推广应用。（3）传统并联驱替实验仅模拟了层间完全隔开的合注合采过程，没有反映层间窜流对层间干扰的影响[23]，不能准确表征实际油藏合注合采过程中的层间干扰现象。

2 层间干扰物理模拟实验检测

2.1 实验设计

影响层间干扰的因素较多，为了减少多因素分析对实验结果的干扰，本文从渗透率差异角度研究层间干扰现象。基于X 油藏纵向4 套储层孔渗物性特征及注采关系，结合前期层间干扰实验研究思路，设计采用“定流量”和“定压差”两种模式下的分注分采及合注合采驱替方式开展多层油藏水驱油物理模拟实验研究。所用的4 块岩芯的基本参数如表1所示，实验各岩芯的联接方式如图1 所示。

表1 实验岩芯基本参数Tab.1 Basic parameters of cores

图1 多层油藏水驱油模拟实验装置示意图Fig.1 Schematic diagram of water flooding simulation test device for multi-layer reservoir

2.2 实验条件

为了模拟实际油藏原油黏度（0.63～0.67 mPa·s），测试实验用模拟白油的黏温特性，确定实验条件为常压、38°C，模拟地层水矿化度为17 500 mg/L。

受控于井口与地层产能匹配关系，实际油藏在每次分段测试和整体测试时的生产压差往往存在明显差异。为了体现实验驱替与实际油藏生产过程的一致性，将分注分采及合注合采定压差驱替时的模拟驱替压差设置为1.0，1.5 和2.0 MPa；为了体现现场测试中出现不同测试压差的影响，将分注分采及合注合采定流量驱替时的模拟驱替流量分别设置为0.5 和2.0 mL/min（低于0.8 倍临界速度）。

2.3 实验方法及步骤

实验过程中，通过回压泵控制各并联支路压力并单独计量各支路岩芯的油、水产出情况，具体实验步骤如下：

（1）洗油烘干岩芯，测定气测孔隙度及渗透率后抽真空并饱和模拟地层水，在低于0.8 倍临界速度下测试岩芯单相水测渗透率。

（2）对每块岩芯逐个油驱水建立束缚水饱和度，并尽量控制每次实验中各岩芯的束缚水饱和度基本接近。

（3）分别采用定压差或定流量0.5 mL/min 的驱替方式，对每块岩芯逐个进行分注分采模拟并驱替至单体含水98%停止，确定各岩芯残余油饱和度和驱油效率。

（4）重复第（1）～（2）步，后分别采用与单岩芯分注分采模拟相同的压差和总流量2.0 mL/min 的驱替方式，对组合岩芯进行合注合采模拟并驱替至整体含水98%停止，确定总体驱油效率和单个岩芯驱油效率。

2.4 实验结果分析

定压差和定流量两种驱替模式下的组合岩芯整体及各支路岩芯单体的驱替动态实验结果如图2 和图3 所示。用干扰系数定义式计算的不同驱替条件下的干扰系数变化曲线如图4 所示。

图2 不同驱替条件下组合岩芯整体累计产油量动态曲线Fig.2 Dynamic change curve of overall cumulative oil production of combined cores under different displacement conditions

图3 定流量驱替时各支路岩芯日产油量动态变化曲线Fig.3 Dynamic change curve of daily oil production of each core during constant flow displacement

图4 不同驱替条件下的干扰系数变化曲线Fig.4 Change curve of interference coefficient under different displacement conditions

由图2～图4 有以下两点认识：

（1）模拟实际油藏合层开采（压差相同）的驱替过程不存在干扰。定压差的合注合采与分注分采的驱替动态和最终驱替效果一致，各支路岩芯间不存在干扰，与前期层间干扰实验研究的理论成果存在差异，原因有二：1○在进行合注合采模拟时，不同支路岩芯间互不相通，不存在流体交换或产生干扰的物质基础；2○对同一支路岩芯而言，分注分采及合注合采时的两端驱替压差、渗流动力与阻力均相同，除非实验误差过大，否则其驱替动态及驱替效果理论上不会存在差异。

（2）模拟实际油藏分层测试（流量相同）的驱替过程不存在干扰。定流量的合注合采与分注分采的最终驱替效果一致，仅各支路岩芯的驱替动态和驱替效果存在差异，但各支路间并不存在干扰，与前期实验研究结果矛盾，不符合干扰系数的物理意义，原因有：1○与定压差驱替时相同，在进行合注合采模拟时，各支路岩芯间互不相通，不存在流体交换或产生干扰的物质基础；2○合注合采时，各支路岩芯的注入水量按渗流能力变化自动分配，高渗岩芯的产油能力和最终驱油效率较分注分采时得到提升，而低渗岩芯的产油能力和最终驱油效率较分注分采时受到抑制，但对组合岩芯整体的水驱油效率和产油能力影响较弱。

因此，前期定义的层间干扰系数的物理内涵与并联驱替渗流实验的物理过程不符。

3 数值模拟方法剖析层间干扰机理

针对前期层间干扰研究存在的不足，采用数值模拟方法系统研究多层油藏在不同注采方式下的压力场和渗流场特征，进一步剖析层间干扰机理。

3.1 数值模拟机理模型参数

基于X 油藏储层和流体物性特征，建立多层油藏“一注一采”水驱油机理模型，模型为16×12×50共计9 600 节点的正交块中心网格系统，网格大小为20 m×20 m×3 m，纵向上3 个油层与模拟小层的对应关系见表2，模型示意图见图5。

图5 多层油藏“一注一采”水驱油机理模型示意图Fig.5 Schematic diagram of“one injection and one production”water flooding mechanism model in multi-layer reservoir

表2 水驱油机理模型网格参数Tab.2 Grid parameters of water flooding mechanism model

通过改变第17 和第34 小层的网格属性模拟实际油藏的夹层情况。模拟采用的归一化相渗曲线如图6 所示。“层间有窜流”和“层间无窜流”两种情况的分注分采及合注合采模拟产量均分别设置为30 和90 m3/d 定液量生产，且均设置为注采平衡控制。

图6 用于数值模拟研究的归一化相渗曲线Fig.6 Normalized permeability curve for numerical simulation

3.2 流体渗流动态特征分析

图7 为层间无窜流时的储层流体渗流动态模拟结果。

图7 层间无窜流时储层流体渗流动态模拟结果Fig.7 Dynamic simulation results of reservoir fluid percolation without interlayer channeling flow

层间无窜流时储层流体渗流模拟结果具有以下特点：（1）分注分采与合注合采的流线均在各自层段内平行分布，但两种注采方式的剩余油分布存在差异。（2）分注分采时各层段剩余油分布较均匀，但合注合采时剩余油饱和度分布呈现由上部高渗层向下部低渗层递增的特征。（3）在油藏不同部位水流通量差异和油水重力分异作用的影响下，各层段从注入端到产出端的剩余油饱和度及各层段产出端从下到上的剩余油饱和度均呈现递增趋势。

图8 为层间有窜流时的储层流体渗流动态模拟结果，具有以下特点：（1）无论分注分采哪一层段，流线在所有层段内均有分布，且在分采层段内分布最密集，离分采层段越远，流线分布越稀疏；合注合采时，流线在油藏的整个渗流空间中不均匀分布。（2）重力分异和压力场控制着油藏不同部位注采量的差异分配，以及不同注采方式下的剩余油分布特征：1○分注分采上部高渗层时，在重力分异和压力场控制下，中部中渗层及下部低渗层也采出大量原油；2○分注分采中部中渗层时，下部低渗层也采出大量原油，但上部高渗层却存在大量未动用原油；3○分注分采下部低渗层时，中部中渗层也采出大量原油，但上部高渗层却几乎未动用；4○各层段分注分采后的剩余油分布整体上的不均匀性突出，剩余油饱和度分布呈现由分采层段向其他层段递增的特征；5○合注合采时，剩余油饱和度分布仍表现为由上部高渗层向下部低渗层递增的特征。

图8 层间有窜流时储层流体渗流动态模拟结果Fig.8 Dynamic simulation results of reservoir fluid percolation with interlayer channeling flow

图9 为无窜流合注合采时各层段产量贡献率及渗流阻力、各层段及整体含水率随时间变化的模拟结果。

图9 层间无窜流合注合采生产动态曲线Fig.9 Production dynamic curve of commingled injection and production without interlayer channeling flow

图10 为层间有窜流合注合采时各层段产量贡献率及渗流阻力、各层段及整体含水率随时间变化的模拟结果。

图10 层间有窜流合注合采生产动态曲线Fig.10 Production dynamic curve of commingled injection and production with interlayer channeling flow

由图9 可见，注采与渗流动态变化特点均符合常规的经典规律性认识，各层段见水时间及不同时刻的产量贡献率与地层系数大小和两相渗流阻力变化密切相关：（1）见水时间具有高渗层＜中渗层＜低渗层的特点。（2）上部高渗层见水前，各层段的产液、产油贡献率均正比于地层系数。（3）上部高渗层的原油在该层见水后主体可采油量已被采出，导致同期还未见水的中、低渗层的产油贡献率快速上升。同理，当中部中渗层见水后，下部低渗层逐渐成为油藏产油的绝对主力贡献层，此时油藏整体含水上升速度明显减缓，仅当下部低渗层含水率达到80%后，油藏整体进入特高含水开发阶段。（4）在定液量生产的前提下，各层段产液贡献率因两相渗流阻力改变而小幅变化，表现为上部高渗层逐渐增大，中、低渗层逐渐降低的动态特征。

由图10 可见，层间有窜流与层间无窜流合注合采的模拟结果差异明显：（1）见水时间虽仍满足高渗层＜中渗层＜低渗层的规律，但上部高渗层快速推进的前沿水在重力分异作用下进入中部中渗层，导致中部中渗层见水后含水上升速度快于上部高渗层，且当中部中渗层含水率大于60%后出现含水上升速度减缓，而上部高渗层、下部低渗层及油藏整体的含水上升速度却没有表现出减缓的特征；同时，各层段的见水时间差异也明显小于层间无窜流合注合采的模拟结果。（2）尽管下部低渗层的产油贡献率在中、高渗层见水后同样大幅上升并超过中、高渗层，但持续时间和超过幅度却明显低于层间无窜流合注合采的模拟结果。除了这段过渡期外，上部高渗层的产油贡献率在其余时间始终处于主控地位，中部中渗层见水后的产油贡献率也在较长时间保持低水平后逐渐上升并再次超越下部低渗层，即具有较高产液能力的中、高渗层仍是开发后期的主力产油层，若封堵中、高渗层将不利于油藏稳产。（3）在定液量生产的前提下，各层段见水前的产液贡献率表现为“上部高渗层逐渐降低、中部中渗层基本稳定、下部低渗层逐渐上升”的变化特征，见水后的产液贡献率与产油贡献率的变化规律相似，油藏整体的生产动态与层间无窜流合注合采的模拟结果差异明显。

3.3 层间干扰系数根源剖析

层间有窜流时，不同注采方式下的层间累计窜油量模拟结果如图11 所示。

由图11 可见：（1）由于层间无隔层阻挡，在储层非均质性的影响下，油层渗流阻力的动态变化引起各层段注采量和储层整体渗流场的动态变化，导致各油层在分注分采时均有来自其他层段的原油储量贡献，同时也导致合注合采时各层段产液贡献率的变化幅度大于层间无窜流合注合采的模拟结果。（2）合注合采时，当下部低渗层见水后，中、低渗层的部分原油在压差作用下被驱替至渗流阻力最小的上部高渗层产出。同理，中部中渗层产出的原油中也有来自下部低渗层的储量贡献。（3）在两相渗流变化过程中，见水后的中部中渗层渗流阻力短暂增大，导致该层段产油产液贡献率均下降，同时由于油藏不同部位的水流通量差异及重力分异作用，注入水在短期内大量流入中部中渗层，导致该层含水率迅速上升，甚至出现含水上升速度大于同时刻上部高渗层的情况。

因此，重力分异作用下的层间窜流与储层物性非均质导致的压力场和渗流场的非均衡性是多层油藏出现层间干扰的实质，是导致实际油藏分段测试结果与整体测试结果存在差异的根本原因。

3.4 讨论

基于数值模拟结果和前期层间干扰系数定义式，分析得到不同储层条件下的干扰系数动态变化曲线如图12 所示，有以下两点认识：（1）层间无窜流时，通过室内并联驱替实验和数值模拟得到的干扰系数曲线的变化趋势和变化机理均相同，合注合采时的层间干扰现象表现为油藏整体及各层段原油储量在一定开发阶段内动用不均，但储层整体的最终产油能力却与分注分采时相同，不符合干扰系数的物理内涵描述。（2）层间有窜流时，各层段在分注分采时均有来自其他层段的能量和流体贡献，而储层整体的最终产油能力并未因采用合注合采而降低，因此，单纯基于测试数据和定义式计算，必定得到数值持续为正的干扰系数，与干扰系数的物理内涵描述矛盾。

图12 不同储层条件下的干扰系数变化曲线Fig.12 Change curve of interference coefficient under different reservoir conditions

因此，前期定义的层间干扰系数未考虑多层油藏合注合采过程中渗流场动态变化的影响，其物理内涵与实际注水开发渗流过程不符，该系数仅能表征多层油藏的整体产油能力在不同注采方式下的数值差异，无法解释层间干扰现象的实质。

4 考虑层间窜流干扰的多层合采油井产能计算

对于层间普遍存在连通的实际多层油藏，各层段在不同注采方式下的压力场和渗流场存在差异，导致分段测试累加产能始终大于整体测试产能，按定义计算必定得到数值为正且时刻变化的干扰系数，而油井产能分析需要基于稳定渗流条件，因此，通过引入干扰系数修正整体测试产能是不合理的。为了准确计算多层合采产能，本文提出一种考虑层间窜流干扰影响的多层合采油井产能计算新方法。

基于X 油藏储层和流体物性特征，建立纵向上彼此连通且对称分布的3 油层物理模型，开发上、下层段时的流体渗流模式可简化为“半球形流动+平面径向流动”，开发中层段时的流体渗流模式可简化为“球形流动+平面径向流动”，如图13 所示。

图13 各层段渗流物理模型示意图Fig.13 Schematic diagram of seepage physical model of each layer

根据等值渗流阻力原理，得到不同流体渗流模式的阻力计算公式及不同生产方式下的油井产能计算公式为

式中：RP--平面径向流阻力，（atm·s）/cm3（1 atm=101.325 kPa）；

μo--地层原油黏度，mPa·s；

Bo--地层原油的体积系数，无因次；

--储层整体平均渗透率，D；

H--储层整体厚度，cm；

re--供给半径，cm；

rw--井筒半径，cm；

s--储层整体机械表皮因子，无因次；

RB--球形流动阻力，（atm·s）/cm3；

Ki--各储层段渗透率，D；

hi--各储层段厚度，cm；

RBh--半球形流动阻力，（atm·s）/cm3；

Q1--分注分采上（下）层段产能，cm3/s；

pe--供给边界压力，atm；

pwf--井底流压，atm；

Q2--分注分采中层段产能，cm3/s；

Q3--合注合采产能，cm3/s。

基于X 油藏基础资料（表3），利用式（3）～式（8）和前期干扰系数定义式，得到不同测试条件下的理论产能和干扰系数如表4 所示，其中，井筒半径rw取0.1 m，供给半径re取500 m，储层整体机械表皮因子s取0.4，地层原油黏度μo取0.65 mPa·s，地层原油体积系数Bo取1.4，各层段渗透率取储层束缚水条件下的气相有效渗透率。