海上底水油藏水平井水驅波及系數定量表征

張運來，陳建波，周海燕，張吉磊，章 威

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300459）

0 引言

近年來，海上底水油藏處于大規模水平井應用階段，通過采用少井高產、大泵提液的開發方式顯著提升了該類型油藏的開發效果［1-4］。渤海海域大型河流相砂巖稠油油田Q 油田，其油藏顯示出較強的邊底水特征，底水油藏儲量占比為40%，屬于低油柱、強底水油藏，主要利用水平井開發。2014 年對底水油藏進行了一次加密調整，開發井距從350 m逐步降至200 m，單井井控儲量降至30 萬m3，水平井布井油柱高度大于10 m，目前底水油藏綜合含水率達到95.4%，采出程度為24.6%，采油速度為1.6%。渤海底水油藏的開發目前面臨2 個方面的問題：一是油柱高度小于10 m 的底水油藏儲量占比大，水平井開發此類低油柱油藏面臨含水上升快、產量遞減大、累計產油量低的問題，且該類儲量目前動用程度低，開發難度大；二是底水油藏水平井開發規律及合理井距認識可供參考的資料較少，須進一步明確底水油藏水平井水驅規律認識及定量表征井間水驅波及體積，制定出合理的開發調整策略，這將有助于底水油藏中后期進一步提高采收率。

目前，針對底水油藏水平井水驅波及體積的研究較多，研究方法以理論公式法、數值模擬法及動態反演法等為主，研究內容對底水油藏長期水驅過程中驅油效率及相滲的動態變化考慮得較少，而且未考慮2 口水平井水脊疊加區波及體積的變化狀況［5-15］，另外缺乏對海上底水油藏特征及開采方式的考慮，研究成果也存在一定的局限性［16-26］。因此，依據現有的海上Q 油田底水油藏水平井開采資料，綜合運用室內物理模擬、油藏數值模擬等方法，研究長期大液量開采后底水油藏水驅油規律，落實底水油藏水平井井間水驅波及系數的主控因素，建立井間水驅波及體積系數定量表征圖版，明確底水油藏井間加密調整界限參數，以期為底水油藏特高含水階段的剩余油挖潛提供技術支撐。

1 室內水驅油實驗

渤海油田主要采用少井高產的開發方式，部分區域平均單井采液強度達到80～100 m3/（d·m），這種高強度的沖刷對驅油效率及相滲規律均產生了較大影響，因此，開展海上疏松砂巖油藏長期水驅規律研究十分必要，可為建立海上底水油藏模型提供理論依據。

1.1 實驗原理及流程

實驗采用Q 油田天然短巖心，考慮到短巖心在特高含水階段無法建立有效驅替壓差，不能等效表征實際驅替過程，將短巖心串聯、拼接成長巖心，再用拼接后的長巖心進行驅替實驗。首先將長巖心驅替至特高含水階段，然后加快驅替速度，研究長巖心在特高含水階段提高驅替速度對采收率的影響。實驗采用54 塊短巖心拼接成3 組長巖心，首先每組長巖心驅替實驗均以1 mL/min 恒速驅替至特高含水階段，然后第1 組驅替速度仍為1 mL/min作為空白實驗，第2 組增大驅替速度為3 mL/min，第3 組增大驅替速度為5 mL/min，至驅替倍數達2 000 PV 后，繪制驅替倍數與采收率以及驅替倍數與壓差的變化關系曲線。

實驗用油采用模擬油，常溫下黏度為22 mPa·s；實驗模擬地層水為標準鹽水，礦化度為10 000 mg/L。實驗流程如圖1 所示。

圖1 長期水驅油實驗流程Fig.1 Long-term water displacement experiment flow chart

實驗用短巖心串聯后滲透率實測值與理論計算值如表1 所列。從表1 可以看出，實測串聯巖心滲透率與理論值非常吻合，可見，用拼接長巖心代替短巖心來研究驅替速度對采收率的影響是可行的。

表1 組合長巖心物性參數Table 1 Physical property parameters of combined long cores

1.2 實驗結果與討論

采用拼接后的3 組長巖心進行驅替實驗，首先初期用1 mL/min 的驅替速度驅替至特高含水階段，然后對第2，3 組巖心提高驅替速度，分別采用3 mL/min 和5 mL/min 的驅替速度進行驅替實驗。以第3 組巖心為例詳細分析實驗結果（圖2—3）。

由圖2—3 可以看出，初期對第3 組巖心以1 mL/min 的驅替速度恒速驅替，無水采油期采出程度為15.2%，水驅至驅替倍數達0.3 PV 時，含水率快速上升到80%；之后含水率上升速度逐漸變緩，當驅替倍數為140 PV 時，含水率達到99.95%，采出程度為64.3%。當驅替速度提高至5 mL/min 后，驅替壓差由1.38 MPa 大幅提高至6.55 MPa，調整初期含水率呈現小幅度下降，增油效果明顯，后經長期高速驅替，采收率由64.3%上升至80.2%，提高幅度明顯，此后在驅替倍數達500 PV、含水率達99.99%以上階段采出程度上升速度減緩，并持續了很長時間，最終采收率達到84.1%。這是由于非均質長巖心在前期指進現象明顯，水驅油波及系數較小，增大驅替速度后，波及系數增大，更多油被采出。同時，提高驅替速度更有利于非均質長巖心提高采收率，驅替速度提高幅度越大對非均質長巖心采收率的改善也越明顯。

圖2 第3 組長巖心采收率、驅替速度與驅替倍數關系曲線Fig.2 Relathioship of displacement multiple with recovery efficiency，displacement velocity of No.3 long core

圖3 第3 組長巖心驅替壓差、驅替速度與驅替倍數關系曲線Fig.3 Relationship of displacement multiple with displacement differential pressure and displacement velocity of No.3 long core

表2 為不同驅替速度提高采收率幅度對比實驗數據。由表2 可以看出，第1 組長巖心（空白實驗）最終采收率為72.0%，第2 組和第3 組長巖心增大驅替速度后，采收率都有不同程度的增加，當第2 組長巖心提高驅替速度至3 mL/min 時，驅替壓差達到3.3 MPa，建立了有效的驅替，使得巖心面通增量大，微小孔隙中的剩余油被驅替，擴大了水驅油波及體積。當驅替速度為5 mL/min 時提高采收率幅度最大，提高幅度可達12.1%。對比常規驅替倍數100 PV 時，提高驅替速度和驅替倍數（2 000 PV），采收率能提高15%～20%。

表2 不同驅替速度提高采收率幅度對比實驗數據Table 2 Comparative experimental data for EOR amplitude with different displacement rates

1.3 水平井大液量礦場實踐

Q 油田館陶組底水油藏儲層厚度為300～400 m，構造幅度小于20 m，儲層屬高孔、高滲儲層（平均孔隙度和平均滲透率分別為35%和3 500 mD），油層厚度為6～14 m，底水能量充足，地層原油黏度為22 mPa·s，油藏飽和壓力為4.06 MPa，地飽壓差為10.5 MPa。對館陶組油藏采用水平井開發，水平段長度平均為300 m，開發井距為150 m。進入高含水期后，采用不斷提高水平井排液量、放大生產壓差的開采策略，單井平均產液量達到1 250 m3/d。經過近20 a 的高速開采，目前A 區塊采出程度為40.1%，綜合含水率為96.4%，采油速度為4.6%，取得了顯著的開發效果。2017 年在A 區塊開展了水平井產液量2 000 m3/d 的大泵提液先導試驗。提液前，G02H 井生產壓差為0.8 MPa，產液量為400 m3/d，產油量為20 m3/d，含水率為95.0%；提液后，該井生產壓差增大至4.0 MPa，產液量為1 940 m3/d，產油量增至110 m3/d，含水率為94.5%，截至2019 年10月，該井含水率為95.6%，仍然保持88 m3/d 的產油量生產。通過水驅曲線法擬合得到該井提液前采收率僅為38%，提液后采收率增至62%，提高幅度達到24%。截至目前館陶組已實施提液6 井次，平均單井日增油50 m3，提液后表現出產量遞減率小、含水上升緩慢的生產特征，水驅曲線法預測采收率提高了20%，證實了特高含水階段通過增大驅替速度能夠提高采收率。

2 底水油藏水平井井間水驅波及系數定量表征

隨著海上油田水平井技術得到快速發展，特別是在低油柱底水油藏應用中獲得成功，大幅度提高了低品質底水油藏的儲量動用。通過水平井布井界限實踐認識到，在油柱高度為10～12 m，井距為200～250 m，水平段長度為200～300 m 的條件下，水平井能夠獲得較高初期產能、累產指標及較好的經濟效益。隨著開發的深入，水平井井間水驅波及狀況與合理井距認識的矛盾逐漸顯現，而現有實際油藏模型對水驅波及認識與實際資料也存在較大矛盾，從數值模擬、油藏工程及生產動態方面進行相關研究也未形成較為可靠的研究成果，與此同時，由于底水油藏水驅油效率和水平井提液能力實踐的新認識，為水平井合理井距研究提出了新的要求，也為特高含水期進一步調整挖潛及提高采收率提供了可能。筆者依據底水油藏實際油藏參數及其布井條件，通過建立高精度理論數值模擬模型，引入長期水驅后相滲特征曲線，研究了特高含水期底水油藏水平井井間波及系數主控因素，建立了底水油藏井間水驅波及定量表征圖版，提出了加密調整的水平井布井界限參數。

2.1 底水油藏波及體積研究方法

利用等飽和度前緣界面來定義體積波及系數。根據油藏工程水驅前緣飽和度定義，在水驅油藏中，如含水飽和度大于前緣飽和度則表明該區域已經被水驅波及，反之則認為未被水驅波及。在計算體積波及系數之前，須確定某一時刻前緣含水飽和度界面位置，進而將每一個網格中同一前緣飽和度點連成面，該面所包圍的區域就是波及區域。水驅前緣含水等飽和度界面的確定方法是利用油水相對滲透率曲線，結合貝克萊-列維爾特驅油理論完成，相關計算方法見文獻［27］。在確定前緣含水等飽和度界面之后，通過數值模擬軟件Eclipse 計算不同時刻波及區域體積，與原始體積相比即可求出任意時刻水驅波及系數。基于研究區大液量驅替后油水相對滲透率曲線計算得到的水驅前緣含水飽和度為62.3%，將該值作為水驅波及的截止值，即網格含水飽和度大于62.3%時，認為已經被水驅波及。圖4為Eclipse 軟件生成的底水油藏水平井水驅波及示意圖。

2.2 底水油藏精細模型的建立

底水油藏精細模型參數設計上考慮了底水油藏儲層特點及現有井網條件，建立了3 種模型尺寸：①模型網格為100×100×30，長×寬×高為50.0 m×50.0 m×1.0 m；②模型網格為100×100×50，長×寬×高為30.0 m×30.0 m×0.6 m；③模型網格為100×100×100，長×寬×高為10.0 m×10.0 m×0.3 m。儲層物性及流體性質參數：油層厚度、孔隙度、水平滲透率分別為11 m，35%，3 500 mD，垂向滲透率與水平滲透率比值取0.1，地層原油黏度取22 mPa·s，油藏底水水體倍數設為2 000 PV。水平井設計條件：水平段長度取250 m，水平井井距取250 m，油柱高度取10 m，工作制度為定油60 m3/d，限液2 000 m3/d，經濟極限產量為10 m3/d。

圖4 底水油藏水平井水驅波及示意圖Fig.4 Three-dimensional diagram of horizontal well water drive sweep in bottom water reservoir

圖5 為3 種尺寸模型的水驅波及狀況。從圖5可以看出，模型精度對井間水驅波及體積影響較大，隨著模型精度的提高，水平井波及形態呈現出明顯流線型“水脊”形態，計算得出井間體積波及系數分別為66.7%，57.3%和54.6%，呈現出逐漸降低的趨勢，降低幅度從14.1%到4.7%，表明10.0 m×10.0 m×0.3 m 模型能夠達到水驅波及定量表征的精度要求。油層井間剩余油分布呈現出“U”與“V”型之間的分布特征，大量的剩余油未得到有效動用，將原有“強波及、小驅替”的波及模式認識轉變為“弱波及、大驅替”的波及模式認識，為底水油藏進一步加密調整提供了理論支持。

圖5 不同油藏模型尺寸下的水平井井間波及示意圖Fig.5 Cross-well sweep diagram of horizontal wells under different reservoir model sizes

2.3 底水油藏水平井井間波及體積定量表征

為了明確底水油藏水平井井間波及系數及主控因素，選取10.0 m×10.0 m×0.3 m 尺寸的精細模型開展相關研究，方案設計上選取了5 種油柱高度（6 m，8 m，10 m，12 m，14 m）、4 種井距（150 m，200 m，250 m，300 m）的水平井布井方式，以落實水平井水脊變化規律及井間剩余油分布規律。

從圖6—7 可以看出：①在同一井距下，隨著水平井油柱高度增加，井間水驅波及系數逐漸增大。當井距為250 m 時，油柱高度由6 m 增加到14 m，井間水驅波及系數由37%逐漸增大到71%，井間剩余油逐漸減少。主要原因是，水平井油柱高度越低，底水錐進速度越快，早期形成的水驅波及體積越小，當水驅通道形成后，已波及區域滲流阻力減小，底水主要沿著強波及區錐進，中后期通過進一步提高驅替壓差擴大水驅波及體積的效果十分有限，井間剩余油無法得到動用。②在同一油柱高度下，隨著水平井井距減小，井間水驅波及系數逐漸增大。當油柱高度為10 m 時，水平井井距由300 m減小到150 m，井間水驅波及系數由46%逐漸增大到93%。可以看出，水平井井距越小，井間波及體積的疊加效應越明顯，水驅波及體積增幅越大，剩余油越少。因此，在特定油柱高度下，存在一個水平井合理井距，在這個井距下，布井區域具有較高水驅波及系數和單井累產指標。

圖6 不同油柱高度下水平井井間波及示意圖（井距250 m）Fig.6 Schematic diagram of cross-well sweep between horizontal wells at different oil column heights

圖7 不同井距下水平井井間波及示意圖（油柱高度10 m）Fig.7 Schematic diagram of cross-well sweep in horizontal wells with different well spacing

進一步研究得到了不同油柱高度、不同井距條件下底水油藏水平井井間波及系數圖版（圖8）。從圖8 可以看出，當水平井井距為200～300 m 時，井間水驅波及系數小于60%，井間剩余油富集，具備進一步加密調整的物質基礎。

圖8 底水油藏水平井井間波及系數圖版Fig.8 Cross-well sweep coefficient of horizontal wells in bottom water reservoi

3 底水油藏加密界限參數研究及應用實踐

海上油田的開發由于受制于平臺壽命、井槽資源、操作成本等因素，往往需要較高的采油速度來獲得更好的經濟效益，特別是對于低油柱底水油藏來說，需要進一步拓寬開發思路以適應特高含水期的開發需求。因此，基于現有底水油藏特點及水平井井距，結合水驅波及系數研究成果，開展了進一步提高井間水驅波及體積的加密調整研究，建立了底水油藏水平井井間加密調整技術圖版（圖9）。從圖9 可以看出，該圖版給出了不同井距、不同油柱高度下加密水平井的累計產油量，明確了底水油藏水平井加密界限參數：布井油柱高度6～8 m，開發井距100～150 m，單井井控儲量（15～25）萬m3，提液幅度2 000 m3/d，單井經濟極限產油量10 m3/d，水平井累計產油量大于5 萬m3。通過先期實施的小井距先導試驗井生產，驗證了該圖版的可靠性。

基于上述研究成果，提出了Q 油田底水油藏特高含水期低油柱底水油藏水平井小井距加密方案，并于2015—2018 年間共實施底水油藏加密水平井21 口，累計產油49.8 萬m3，預計增加可采儲量198.4 萬m3，底水油藏采收率提高了5.2%。作為重點調整的館陶組A 區塊，屬于強底水油藏，原油黏度為22 mPa·s，油柱高度為6～14 m，2015 年該區塊加密4 口水平井后，水平井井距由250 m 縮小至120 m，單井井控儲量降低至22.5 萬m3。截至2019 年10 月，4 口加密井平均單井累計產油量達6.4 萬m3，日產油量保持在45 m3。調整后A 區塊綜合含水率為96.2%，采出程度為40.2%，采油速度為4.9%，現井網水驅曲線法預測采收率達到58.3%，底水油藏特高含水期的二次加密調整可為類似油田開發調整提供參考。

圖9 底水油藏水平井井間加密技術圖版Fig.9 Technical chart of horizontal well in bottom water reservoir

4 結論

（1）室內實驗及礦場實踐表明，海上底水油藏開發中后期通過大泵提液方式提高驅替倍數及驅替壓差，采收率能夠進一步提高15%～20%。

（2）利用水驅油規律新認識和精細油藏數值模型研究，實現了底水油藏水平井井間水驅波及系數的定量刻畫。水平井井距及布井油柱高度是影響井間波及系數的主控因素，當水平井井距為200～250 m 時，井間波及系數低于60%，具備進一步加密調整潛力。

（3）基于研究成果，建立了底水油藏井間加密調整技術圖版，明確了海上底水油藏水平井加密的界限參數：水平井布井極限井距100～150 m，油柱高度6～8 m，井控儲量（15～25）萬m3，水平井最大提液幅度2 000 m3/d，水平井累計產油量大于5萬m3。針對海上底水油藏提出了二次加密調整模式并應用于Q 油田開發調整，取得了良好的效果，可為類似油田開發調整提供參考。