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(yáng)州 225265）

在特高含水開發(fā)階段，水驅(qū)開發(fā)仍然是油田經(jīng)濟(jì)有效地開采方式。近年來，勝利油田通過開展人工強(qiáng)邊水驅(qū)技術(shù)提高采收率機(jī)理研究，認(rèn)識到人工強(qiáng)邊水驅(qū)提高采收率的機(jī)理主要包括提高驅(qū)油效率、擴(kuò)大水驅(qū)波及體積、剩余油再聚集三種機(jī)理[1，2]，并在近廢棄斷塊油藏開展礦場實(shí)踐應(yīng)用取得了顯著效果。江蘇特高含水邊底水油藏地質(zhì)特征和井網(wǎng)條件與勝利油田存在較大差異，如何強(qiáng)化水驅(qū)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(qiáng)邊水驅(qū)技術(shù)的敏感因素和技術(shù)政策進(jìn)行了研究，建立了適合人工強(qiáng)邊水驅(qū)油藏的界限標(biāo)準(zhǔn)，并優(yōu)化了技術(shù)政策，為礦場實(shí)踐提供了支撐。

1 區(qū)塊開發(fā)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(gòu)成的典型斷層-鼻狀構(gòu)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(zhì)儲量為 182×104t，其中 E2d25地質(zhì)儲量為173×104t。2017年底標(biāo)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(qiáng)非均質(zhì)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(diǎn)、低含硫、低黏度中等密度稀油。該斷塊1997年6月投入開發(fā)，期間經(jīng)歷了加密調(diào)整、對天然能量不足的E2d25-6砂體注水開發(fā)和側(cè)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(chǎn)油水平6.1 t，采油速度0.12%，綜合含水 95.1%，累產(chǎn)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(chǎn)影響，依靠天然能量開發(fā)的E2d25-7、E2d25-8、E2d25-9砂體處于整體停采狀態(tài)，天然水體倍數(shù)約為67倍。

2 人工強(qiáng)邊水驅(qū)開發(fā)敏感因素研究

根據(jù)國內(nèi)外文獻(xiàn)調(diào)研，影響人工強(qiáng)邊水驅(qū)提高采收率的篩選標(biāo)準(zhǔn)主要有構(gòu)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(yīng)用數(shù)模研究油藏單因素對提高采收率幅度規(guī)律的影響，建立了適合人工強(qiáng)邊水驅(qū)油藏篩選標(biāo)準(zhǔn)。

2.1 地層傾角

在人工強(qiáng)水驅(qū)能量補(bǔ)充相同的情況下，從模擬結(jié)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(bǔ)充帶來的壓力回升的拐點(diǎn)越滯后。因此，地層傾角越大的人工邊水驅(qū)油藏需要采取更高強(qiáng)度的注采比提升壓力水平。在此基礎(chǔ)上，通過改變?nèi)斯み吽?qū)強(qiáng)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(fā)現(xiàn)，地層傾角越大的油藏，人工強(qiáng)邊水驅(qū)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(shè)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(qiáng)化水驅(qū)開發(fā)效果的影響。根據(jù)模擬結(jié)果，對比不同含油條帶寬度下的采收率曲線發(fā)現(xiàn)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(bǔ)充越快，導(dǎo)致同一單位時間內(nèi)采出程度越高。

對比期末最終采收率，發(fā)現(xiàn)在兩排交錯注采井網(wǎng)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(qiáng)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(qū)采收率的提高。

2.3 滲透率

分別設(shè)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(qiáng)化水驅(qū)開發(fā)效果的影響。對比模擬結(jié)果看，在相同的邊水強(qiáng)度下，儲層滲透率越高，油藏最終采收率越高。當(dāng)滲透率高于50×10-3μm2后，滲透率對人工強(qiáng)邊水驅(qū)采收率的影響顯著,因此滲透率取50×10-3μm2為人工強(qiáng)邊水驅(qū)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(qiáng)邊水驅(qū)開發(fā)效果的影響。模擬結(jié)果表明，人工邊水驅(qū)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(shí)施人工邊水驅(qū)的斷塊油藏地層油水黏度比最好小于50。

2.5 水體倍數(shù)

分別設(shè)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(shù)對開發(fā)效果的影響。根據(jù)模擬結(jié)果看，完全依靠天然能量開發(fā)時，采收率與水體倍數(shù)呈正相關(guān)關(guān)系，即水體倍數(shù)越高，最終采收率越高，表明天然水體倍數(shù)小的邊底水油藏，人工強(qiáng)邊底水可提高采收率的幅度越大。

在此基礎(chǔ)上，進(jìn)一步模擬對比了不同水體倍數(shù)在人工強(qiáng)邊底水注水下提高采收率的幅度，整理模擬結(jié)果。模擬結(jié)果表明，原始水油體積倍數(shù)越小，人工邊水驅(qū)越有優(yōu)勢，提高采收率幅度越大。當(dāng)水體倍數(shù)大于80倍后，提高采收率幅度變化較小。因此，認(rèn)為天然水體倍數(shù)低于80倍的邊底水油藏，較適合人工強(qiáng)邊水驅(qū)。

2.6 剩余油飽和度

剩余油飽和度是強(qiáng)化水驅(qū)的物質(zhì)基礎(chǔ)，分別設(shè)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(qiáng)化水驅(qū)開發(fā)效果的影響（見圖2）。由圖2可見，在強(qiáng)化水驅(qū)開發(fā)方式下，儲層剩余油飽和度與最終采收率呈強(qiáng)正相關(guān)關(guān)系，即含油飽和度越高，最終采收率也越高。當(dāng)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(jīng)濟(jì)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(qiáng)邊水驅(qū)開發(fā)技術(shù)政策優(yōu)化研究

以永25斷塊油藏地質(zhì)參數(shù)及高壓物性資料，建立注采井距為320 m的典型地質(zhì)模型，模擬不同開發(fā)政策對開發(fā)效果的影響，為人工強(qiáng)邊水驅(qū)方案優(yōu)化提供決策。

3.1 注采井網(wǎng)優(yōu)化

圖3 概念模型設(shè)計的四種注采井網(wǎng)示意圖

圖4 四種注采井網(wǎng)開發(fā)效果對比

建立均質(zhì)理論模型，模擬不同注采井網(wǎng)形式對開發(fā)效果的影響。概念模型的參數(shù)借用永25斷塊油藏地質(zhì)參數(shù)及PVT資料。井網(wǎng)設(shè)計包括交錯排狀注采井網(wǎng)、交錯三角形注采井網(wǎng)、正對三角形注采井網(wǎng)和正對排狀注采井網(wǎng)（見圖3）。

根據(jù)模擬結(jié)果，繪制采出程度和含水關(guān)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(wǎng)、交錯三角形注采井網(wǎng)、正對三角形注采井網(wǎng)開發(fā)效果較好，采收率相差不大，正對排狀注采井網(wǎng)較差。因此在人造強(qiáng)水驅(qū)井網(wǎng)選擇上，推薦交錯排狀注采井網(wǎng)、交錯三角形注采井網(wǎng)。

3.2 人造強(qiáng)水驅(qū)時機(jī)優(yōu)化

針對邊底水能量不足的油藏，對人造強(qiáng)邊水時機(jī)進(jìn)行了模擬研究。模型設(shè)計初期依靠天然能量開采，當(dāng)油藏能量下降到一定程度時，模擬采取交錯井網(wǎng)實(shí)施注水開發(fā)。選擇了原始地層壓力的50%，60%，75%，85%作為轉(zhuǎn)注時機(jī)進(jìn)行預(yù)測，從預(yù)測結(jié)果來看，原始地層壓力的60%，作為轉(zhuǎn)注時機(jī)開發(fā)效果最好。

3.3 能量保持優(yōu)化

在邊部通過人工強(qiáng)化注水保持能量的基礎(chǔ)上，對油藏內(nèi)部壓力水平保持狀況進(jìn)行了模擬。分別模擬了油藏內(nèi)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(chǎn)油與壓力保持水平的關(guān)系。根據(jù)模擬結(jié)果看，在油藏內(nèi)部保持原始壓力水平85%時累產(chǎn)油最高，再繼續(xù)增加壓力水平，累產(chǎn)油變化的幅度不大。表明在人造強(qiáng)水驅(qū)時，油藏內(nèi)部保持85%左右為最佳的壓力水平。

3.4 開井時機(jī)優(yōu)化

應(yīng)用采用一注兩采交錯注采井網(wǎng)，模擬油井開井時機(jī)。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(guān)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(guān)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(jié)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(guān)井的情況下，未動用區(qū)由于壓力高，向低壓區(qū)滲流，導(dǎo)致低壓區(qū)剩余油富集。關(guān)井時間越長，向低壓區(qū)驅(qū)動的剩余油越多，導(dǎo)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(guān)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(yōu)化

在人造強(qiáng)水驅(qū)的基礎(chǔ)上，對連續(xù)注水和周期注水兩種注水方式進(jìn)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(jié)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(jié)果對比

3.6 耦合注水參數(shù)優(yōu)化

按照注采比為1、1.5、2.0分別設(shè)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(shè)計進(jìn)行模擬，模擬結(jié)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(fā)效果最好。

4 永25斷塊開發(fā)試驗(yàn)及效果分析

針對永25斷塊特高含水產(chǎn)期停采的E2d25-7、E2d25-8、E2d25-9砂體，2017年10月優(yōu)選東部儲量較集中的區(qū)域，開展人造強(qiáng)水驅(qū)開發(fā)試驗(yàn)。在實(shí)施過程中，利用上層系的低部位注水井永25-12井補(bǔ)開相應(yīng)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(fā)日產(chǎn)液量的2.5倍左右。

在大排量注水補(bǔ)充能量半年和加速剩余油再聚集的基礎(chǔ)上，根據(jù)目標(biāo)砂體注水量，應(yīng)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(fù)到0.81，接近人工強(qiáng)邊水驅(qū)壓力水平最佳值0.85，達(dá)到恢復(fù)生產(chǎn)時機(jī)。

2018年4月對構(gòu)造較高部位的近斷層油井永25-16井E2d25-7、E2d25-8砂體實(shí)施回采，初期日產(chǎn)油7.7 t，日產(chǎn)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(chǎn)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(jù)轉(zhuǎn)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(bǔ)充。因噪聲原因抽汲強(qiáng)度較低，恢復(fù)注水，增加永25-16井水驅(qū)方向。

5 認(rèn)識與結(jié)論

（1）人工強(qiáng)邊水驅(qū)技術(shù)是一種通過優(yōu)化能量補(bǔ)充方式形成人工強(qiáng)邊水，變點(diǎn)狀驅(qū)油為面積掃油，實(shí)現(xiàn)中、低含水階段高效驅(qū)替和特高含水階段普遍分布剩余油有效動用的高效水驅(qū)技術(shù)，對于提高復(fù)雜斷塊油藏水驅(qū)采收率具有重要作用。

圖5 永25斷塊E2d25-8頂面構(gòu)造圖

圖6 永25-16井措施前后開發(fā)曲線對比

（2）理論研究認(rèn)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(qiáng)邊水油藏開發(fā)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(qiáng)水驅(qū)的油藏界限標(biāo)準(zhǔn)為：油藏天然水體能量較小，水體倍數(shù)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。