存在纵向非均质性的油藏，在笼统注水或多层合采开发过程中会产生一系列不利影响。由于层间非均质性导致的主力层与非主力层之间的层间差异，致使非主力层基本上未动用或动用很少，形成了大量的剩余油，最终表现在各油层储量动用程度不均、各层采出程度不等、油藏采收率低等特点^[1-4]。 层间非均质差异所造成的层间干扰现象是最早出现、对合采开发效果影响的主要矛盾，人们很早就注意到了这方面的问题，并进行了大量的研究。赵永胜、俞启泰等学者对层间干扰理论进行了研究^[5-7]；袁奕群、佘梅卿等人进行了层间干扰注采矿场试验以及减弱层间干扰的工艺技术研究^[8-13]；房彩霞、王启民等人进行了砂岩油藏合采开发后期调整措施研究^[14-17]。笔者运用Eclipse数值模拟技术，根据A油田均质模型进行了多层合采条件下层间干扰的单因素以及复合因素的敏感性分析，并针对该油田实际非均质模型进行了不同开发方式下储层动用特征、开发效果评价以及开发指标对比，推荐了该油田切实可行的开发技术方案、提出了指导类似油田开发的技术策略和措施。

1 目标油田数值模拟模型

A油田数值模拟模型平面上划分为104$\times$48网格系统，网格步长为$\Delta x = \Delta y$ = 50 m，纵向上划分为81个层，网格步长$\Delta z$ = 1 m。所模拟的网格系统总节点数为404~352\(104$\times$48$\times$81\)个，其中有效网格数约为18$\times$10$^4$个。网格单元划分及油层基本参数情况如表 1，建立的三维地质模型如图 1所示。

2 层间干扰敏感性分析

前人的研究结果表明，多层油藏层间存在储层物性、流体性质 差异是导致层间干扰的静态原因^[18]，层间是否存在压力或 流体的窜扰决定了在不同的开发生产方式下是否产生层间干扰 现象^[5-7]。A油田由于油层单元之间并无层间压力传导或流体 窜流回灌，所以油层储层物性、流体物性差异和采用合注合采 的开发方式是引发层间干扰的根本原因。为了消除由于油层内 部非均质性对计算结果的影响，对A油田油藏数值模拟模型进行 了分油层单元平均化处理，处理后的模型中各油层单元的渗透率、 孔隙度为处理前模型中各油层单元对应模拟小层渗透率、孔隙度的平均值(表 1)。

2.1 地层有效渗透率的影响

为了研究地层有效渗透率对层间干扰的影响，数模方案设 计中油层各单元渗透率取其平均渗透率，地层流体性质取油 层单元4的流体高压物性参数，油层有效厚度取模型中各油层 单元的有效厚度值。渗透率倍比定义为油层平均渗透率与油层 单元中平均渗透率的最小值之比，储层、流体参数及模拟计 算结果见表 2。

由图 2、表 2可知，渗透率倍比越大，高渗透层的动用 程度越高，采收率越高，低渗透层的动用程度越低，采收率越低，甚至低渗透层几 乎不被动用。在多层合注条件下，由于各层渗透率的差异致使启动 压力不同，当启动压力较低的高渗透层开始吸水后，立即在高渗层 附近造成一个压降区使得相邻启动压力较高的低渗层注入压力降低， 吸水量受到影响，结果致使低渗层的实际注水压力很低，造成低渗 层不吸水，或吸水很少，动用程度低。当渗透率倍比较大时，高渗 透层吸水能力强，原油得到较好的驱动，低渗透层吸水能力差，导 致原油动用程度差，采收率低；当油层渗透率越趋于一致时，各层 采出程度将大体相当，此时不存在层间干扰现象，油层单元2、单 元3采收率相近正好说明了这一点。因此，多层合采油藏，当各层流 体性质相同时，地层渗透率倍比越大，层间矛盾越突出，高渗透层 采收率越高，低渗透层采收率越低，即高渗透层干扰低渗透层原油 的产出。

2.2 原油黏度的影响

为了研究地层原油黏度对层间干扰的影响，数模方案设计中地层 流体性质取各油层单元自身的流体高压物性参数，油层各单元渗 透率取全油田平均渗透率55.7~mD，油层有效厚度取模型中 各油层单元的有效厚度值，其模拟计算结果如图 3所示。

由图 3可知，油层单元4的原油黏度最低，采收率最高；油层单 元2、油层单元3黏度相等且最高其采收率相当且最低，即当储 层物性相当时，流体的物性好坏决定了流体在地层中流动能 力的大小。多层合采油藏，当各层渗透率相同时，随着地层 原油黏度的增加，采出程度随之降低，即低黏层干扰高黏层原 油的产出。

2.3 储层流度的影响

为了考虑储层有效渗透率和原油黏度二者之间的综合因素对 层间干扰的影响，即储层流度的影响，分别模拟计算了储层流度 相等以及不等情况下的油层采收率，其储层参数及模拟计算结果 见表 3、图 4。

由图 4可知，当储层流度不等时，高流度层原油由于原油流动能 力强，采收率高，低流度层原油由于流动能力差，采收率低；当 流度相等时，各层原油流动能力相当，各层原油采收率几乎相等。由 于储层流体的流动性差异，在合注过程中绝大部分注入水都将涌入 高流动性油层，使得低流动性油层难以动用，综合采出程度低，剩余 可采储量大。因此，多层合采油藏，随着地层原油流度的增加，采出 程度也随之增加，即高流度层是主力产油层，其他低流度、非主力产 油层采出程度普遍偏低，即高流度层干扰低流度层原油的产出；当各 储层流度相等时，各层产油能力相当，采出程度基本相同，不存在主 力产油层和非主力产油层，即不存在层间干扰现象。

3 开发方案优选及策略

A油田实际油藏数值模拟模型中，各油层单元的基 本参数及模拟计算的采收率情况如表 4所示。

由表 4可知，油层单元1与油层单元2、3、4比较起来，具有很明显 的流动优势，因此油层单元1是主力产油层，在生产过程中，主 力产油单元1严重干扰油层单元2、3、4的原油产出，其采收率 远远高于其他油层单元。然而，油层单元2、3、4是主要的储油层， 其储量之和占整个油田地质储量的75%以上。为了消除或减缓由于 层间干扰而引起的产量损失，使各油层单元最大程度地均衡 动用，提高油藏采收率，开发方案设计中考虑实施以下措施和策略： (1) 层系重组，实施分层系开采。根据各油层单元的流动性大小， 全油田采用一套管柱分2套层系开采，将流动性极强的油层单元1作 为一个层系，流动性较差但大体相当的油层单元2、3、4合并成为 另一个层系。 (2) 逐层关闭开采。先期大套油层合采，开发到一定时 期之后，关闭主力产油层也即关闭高含水层，继续合采其 他非主力产油层，即当油层单元1含水达到95%时，关闭该油层 单元，继续合采油层单元2、3、4。

不同开发方式下，各油层单元、全油田的采收率情况如表 5所示。

由不同开发方式下采收率对比数据(表 5)可知，分层系开 发以及逐层关闭开发油藏采收率均高于合注合采开发。高流 度层油层单元1在合采合注下的采收率与其分层系分层注采条件 下的采收率几乎相当，也就是说在合注合采开发过程中不 存在低流度层对高流度层的干扰，但是实施分层系注采开发消 除了高流度层对低流度层的干扰，有利于提高低流度层原油的动用。 因此，进行分层系开采可以使各油层成为相对独立的油 层单元克服层间干扰，提高中低流度层采收率，从而提高整个 油田的采收率。高流度层油单元1在含水95{\percent}关闭时的采收率与 其分层系分层注采条件下的采收率仅略有降低，说明了在先期 合注合采开发过程中，高流度层是主要的产油层，在含水95{\percent}时 其可采储量几乎全部采出，实施逐层关闭策略以后，低流度层 原油获得了更大的注入压力和注水量，加大了原油的动用程度， 提高了低流度层的原油采收率。

纵向多层合采油藏，各油层单元渗透率、流体黏度相差较 大时，主要动用的是高流度层，低流度层处于低动用或未动 用状态，低流度层的动用需要较高的驱动压力，当高流度层 关闭后，低流度层的驱替压力随之增加，低流度层得到较好 动用，因此，建立一定的驱替压差是不同流度储层动用的关键。 分层系开采单层水驱油条件下由于能够建立有效的驱替压差，不 同类型储层动用效果都较好；多层合采条件下，由于高流度层的 干扰，无法建立起低流度层充分动用所需要的驱替压差，导致低 流度层动用状况差。因此，对于纵向非均质油藏实施分层系开发 可以有效提高油藏采收率。

4 结 论

(1) 多层合采油藏，当各油层单元流体性质相同时，地层 渗透率倍比越大，层间矛盾越突出，高渗透层采收率越高，低 渗透层采收率越低，高渗透层干扰低渗透层原 油的产出；当各层渗透率相同时，随着地层原油黏度的增加， 采出程度随之降低，即低黏层干扰高黏层原油的产出；当渗透 率、黏度均不相同时，即地层原油流度不等，高流度层干扰低 流度层原油的产出；当流度相同时，各油层单元原油均匀动用 均衡采出，不存在层间干扰现象。

(2) A油田各油层单元之间由于储层、流体物性差异、 各油层单元流度相差悬殊，在采用合注合采开发过程中势 必造成层间干扰，为了消除或减缓由于层间差异而引起的 产量损失，最大限度地提高油藏采收率，可以实施层系重 组分层系开发策略。

(3) 对于未开发的纵向非均质油藏，实施分层系开发可以 获得较高的采收率；对于已开发的多层合采纵向非均质油藏，可 实施逐层关闭高含水层以提高油藏采收率。