屋脊式特高含水油藏人工強邊水驅技術研究

吳蘭平，何 瑋

（中國石油化工股份有限公司江蘇油田分公司采油一廠，江蘇揚州 225265）

在特高含水開發階段，水驅開發仍然是油田經濟有效地開采方式。近年來，勝利油田通過開展人工強邊水驅技術提高采收率機理研究，認識到人工強邊水驅提高采收率的機理主要包括提高驅油效率、擴大水驅波及體積、剩余油再聚集三種機理[1，2]，并在近廢棄斷塊油藏開展礦場實踐應用取得了顯著效果。江蘇特高含水邊底水油藏地質特征和井網條件與勝利油田存在較大差異，如何強化水驅是亟待研究的課題。本文針對影響江蘇特高含水邊底水油藏人工強邊水驅技術的敏感因素和技術政策進行了研究，建立了適合人工強邊水驅油藏的界限標準，并優化了技術政策，為礦場實踐提供了支撐。

1 區塊開發概況

永25斷塊位于永安油田中部漢留大斷層上升盤，是由南北兩條近東西向南傾的斷層與其夾持北傾地層構成的典型斷層-鼻狀構造。地層傾角為14.7°，主要含油層系為E2d23、E2d25砂層組。探明疊合含油面積0.6 km2，探明動用地質儲量為 182×104t，其中 E2d25地質儲量為173×104t。2017年底標定采收率為25.1%，可采儲量為45.6×104t。

永25斷塊E2d25砂層組儲層為中孔中滲、強非均質性儲層，平均孔隙度為23%、平均滲透率為148.0×10-3μm2；地面原油密度平均 0.833 g/cm3，地下原油密度 0.733 g/cm3，地面原油黏度平均5.02 mPa·s，地下原油黏度2.09 mPa·s，屬中等凝固點、低含硫、低黏度中等密度稀油。該斷塊1997年6月投入開發，期間經歷了加密調整、對天然能量不足的E2d25-6砂體注水開發和側鉆挖潛等工作。

截止2016年12月底，永25斷塊共有油水井18口，油井14口，開井6口，日產油水平6.1 t，采油速度0.12%，綜合含水 95.1%，累產油 38.0×104t，階段采出程度20.88%；注水井4口，開井1口，日注水20 m3，累注水41.42×104m3，月注采比0.16，累注采比0.27。其中受特高含水低產影響，依靠天然能量開發的E2d25-7、E2d25-8、E2d25-9砂體處于整體停采狀態，天然水體倍數約為67倍。

2 人工強邊水驅開發敏感因素研究

根據國內外文獻調研，影響人工強邊水驅提高采收率的篩選標準主要有構造因素、儲層因素和流體因素[3，4]。針對江蘇小斷塊邊底水油藏，應用數模研究油藏單因素對提高采收率幅度規律的影響，建立了適合人工強邊水驅油藏篩選標準。

2.1 地層傾角

在人工強水驅能量補充相同的情況下，從模擬結果可以看出，地層傾角越大，油藏初期的壓力下降速度越快，邊水能量補充帶來的壓力回升的拐點越滯后。因此，地層傾角越大的人工邊水驅油藏需要采取更高強度的注采比提升壓力水平。在此基礎上，通過改變人工邊水驅強度，模擬得到不同地層傾角油藏提高采收率幅度（見圖1）。對比可發現，地層傾角越大的油藏，人工強邊水驅提高采收率幅度越大。

圖1 不同儲層傾角提高采收率對比

2.2 含油條帶寬度

分別設置含油條帶寬度為200 m、300 m、400 m、500 m、600 m五個方案，對比含油條帶寬度對強化水驅開發效果的影響。根據模擬結果，對比不同含油條帶寬度下的采收率曲線發現含油條帶越窄，采收率曲線上升越快并且含油條帶寬度對采收率的影響在整個模擬期間都很顯著。主要原因在于在相同注采條件下，含油帶寬度越窄，能量補充越快，導致同一單位時間內采出程度越高。

對比期末最終采收率，發現在兩排交錯注采井網情況下，含油寬度在300 m時，采收率最高。含油寬度太窄，人工強邊底水容易局部水竄，含油帶太寬，頂部儲量控制動用差，影響水驅采收率的提高。

2.3 滲透率

分別設置滲透率為 30×10-3μm2、50×10-3μm2、100×10-3μm2、200×10-3μm2、500×10-3μm2五個方案，對比儲層滲透率對強化水驅開發效果的影響。對比模擬結果看，在相同的邊水強度下，儲層滲透率越高，油藏最終采收率越高。當滲透率高于50×10-3μm2后，滲透率對人工強邊水驅采收率的影響顯著,因此滲透率取50×10-3μm2為人工強邊水驅界限下限。

2.4 油水黏度比

通過改變油水黏度比，模擬不同油水黏度比對人工強邊水驅開發效果的影響。模擬結果表明，人工邊水驅受地層油水黏度比影響較大，尤其是油水黏度比大于50后，采收率下降較快，因此實施人工邊水驅的斷塊油藏地層油水黏度比最好小于50。

2.5 水體倍數

分別設置天然水體為 10、30、50、80、100 倍水體五個方案，模擬對比水體倍數對開發效果的影響。根據模擬結果看，完全依靠天然能量開發時，采收率與水體倍數呈正相關關系，即水體倍數越高，最終采收率越高，表明天然水體倍數小的邊底水油藏，人工強邊底水可提高采收率的幅度越大。

在此基礎上，進一步模擬對比了不同水體倍數在人工強邊底水注水下提高采收率的幅度，整理模擬結果。模擬結果表明，原始水油體積倍數越小，人工邊水驅越有優勢，提高采收率幅度越大。當水體倍數大于80倍后，提高采收率幅度變化較小。因此，認為天然水體倍數低于80倍的邊底水油藏，較適合人工強邊水驅。

2.6 剩余油飽和度

剩余油飽和度是強化水驅的物質基礎，分別設置含油飽和度為25%、30%、40%、50%、60%五個方案，模擬對比剩余油飽和度對強化水驅開發效果的影響（見圖2）。由圖2可見，在強化水驅開發方式下，儲層剩余油飽和度與最終采收率呈強正相關關系，即含油飽和度越高，最終采收率也越高。當剩余含油飽和度為25%時，提高采收率幅度約為5%，仍有一定經濟可采價值。

圖2 不同剩余油下提高采收率幅度對比

3 人工強邊水驅開發技術政策優化研究

以永25斷塊油藏地質參數及高壓物性資料，建立注采井距為320 m的典型地質模型，模擬不同開發政策對開發效果的影響，為人工強邊水驅方案優化提供決策。

3.1 注采井網優化

圖3 概念模型設計的四種注采井網示意圖

圖4 四種注采井網開發效果對比

建立均質理論模型，模擬不同注采井網形式對開發效果的影響。概念模型的參數借用永25斷塊油藏地質參數及PVT資料。井網設計包括交錯排狀注采井網、交錯三角形注采井網、正對三角形注采井網和正對排狀注采井網（見圖3）。

根據模擬結果，繪制采出程度和含水關系曲線（見圖4）。從圖4可看出，在極限含水98.5%的情況下，交錯排狀注采井網、交錯三角形注采井網、正對三角形注采井網開發效果較好，采收率相差不大，正對排狀注采井網較差。因此在人造強水驅井網選擇上，推薦交錯排狀注采井網、交錯三角形注采井網。

3.2 人造強水驅時機優化

針對邊底水能量不足的油藏，對人造強邊水時機進行了模擬研究。模型設計初期依靠天然能量開采，當油藏能量下降到一定程度時，模擬采取交錯井網實施注水開發。選擇了原始地層壓力的50%，60%，75%，85%作為轉注時機進行預測，從預測結果來看，原始地層壓力的60%，作為轉注時機開發效果最好。

3.3 能量保持優化

在邊部通過人工強化注水保持能量的基礎上，對油藏內部壓力水平保持狀況進行了模擬。分別模擬了油藏內部壓力水平保持原始地層壓力水平50%、60%、70%、75%、85%、90%等情況下，累產油與壓力保持水平的關系。根據模擬結果看，在油藏內部保持原始壓力水平85%時累產油最高，再繼續增加壓力水平，累產油變化的幅度不大。表明在人造強水驅時，油藏內部保持85%左右為最佳的壓力水平。

3.4 開井時機優化

應用采用一注兩采交錯注采井網，模擬油井開井時機。模擬分為兩種情況，一種情況為：注水井正常注，一口井正常采，另一口井關井 30 d、90 d、180 d、360 d、540 d、720 d后開井。另一種情況為：兩口采油井均關井，然后 30 d、90 d、180 d、360 d、540 d、720 d、1 080 d后均開井。

從模擬結果來看，第一種情況，開井時間越晚，油井含水越高。第二種情況，開井時間越晚，油井含水越低。說明在同時關井的情況下，未動用區由于壓力高，向低壓區滲流，導致低壓區剩余油富集。關井時間越長，向低壓區驅動的剩余油越多，導致開井含水越低。而對于第一種情況，由于注水井一直注，盡管該井關井，但注入水仍然會向該井處波及，造成開井含水高。

3.5 注采方式優化

在人造強水驅的基礎上，對連續注水和周期注水兩種注水方式進行了模擬，其中周期間隔注水采取15 d、30 d、45 d、60 d等四種方式。對比模擬結果（見表1），周期注水方式間隔周期越長，采收率更高。但間隔時長對于含水上升和采收率影響并不大。

表1 不同注水方式模擬結果對比

3.6 耦合注水參數優化

按照注采比為1、1.5、2.0分別設計了注15 d采30 d、45 d、60 d，注 30 d 采 15 d、45 d、60 d，注 45 d 采15 d、30 d、60 d等幾種情況，按照該設計進行模擬，模擬結果表明，按照注采比2.0注30 d，采60 d耦合注水，含水上升率最低，開發效果最好。

4 永25斷塊開發試驗及效果分析

針對永25斷塊特高含水產期停采的E2d25-7、E2d25-8、E2d25-9砂體，2017年10月優選東部儲量較集中的區域，開展人造強水驅開發試驗。在實施過程中，利用上層系的低部位注水井永25-12井補開相應層位注水，注采井距為350 m～500 m，初期日注水100 m3左右，注采比為停采前油井依靠天然能量開發日產液量的2.5倍左右。

在大排量注水補充能量半年和加速剩余油再聚集的基礎上，根據目標砂體注水量，應用油藏工程方法，估算2018年3月底永25斷塊E2d25-7砂體地層壓力水平恢復到0.81，接近人工強邊水驅壓力水平最佳值0.85，達到恢復生產時機。

2018年4月對構造較高部位的近斷層油井永25-16井E2d25-7、E2d25-8砂體實施回采，初期日產油7.7 t，日產油是停采前的5.2倍，綜合含水由停采前的96.8%下降至79.8%，增油效果明顯。2018年12月，永25-16井日產油為2.5 t，綜合含水94.2%，階段增油1 040 t（見圖 5、圖 6）。

永25-8井根據轉采前飽和度測試，選取潛力較大的E2d25-9砂體的20號層抽汲，抽深300 m～400 m，動液面 100 m～200 m，共排液 139.5 m3，油 0.02 m3，見油花，表明能量得到有效補充。因噪聲原因抽汲強度較低，恢復注水，增加永25-16井水驅方向。

5 認識與結論

（1）人工強邊水驅技術是一種通過優化能量補充方式形成人工強邊水，變點狀驅油為面積掃油，實現中、低含水階段高效驅替和特高含水階段普遍分布剩余油有效動用的高效水驅技術，對于提高復雜斷塊油藏水驅采收率具有重要作用。

圖5 永25斷塊E2d25-8頂面構造圖

圖6 永25-16井措施前后開發曲線對比

（2）理論研究認為地層傾角、儲層滲透率、油水黏度比、原始水油體積比和剩余油含油飽和度是影響人工強邊水油藏開發效果的主要因素。

（3）江蘇特高含水的邊底水油藏適合人工強水驅的油藏界限標準為：油藏天然水體能量較小，水體倍數小于 80；儲層滲透率大于 50×10-3μm2；油水黏度比小于50；剩余油無因次飽和度大于0.4。