張運(yùn)來，陳建波，周海燕，張吉磊，章 威

（中海石油（中國(guó)）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(guī)模水平井應(yīng)用階段，通過采用少井高產(chǎn)、大泵提液的開發(fā)方式顯著提升了該類型油藏的開發(fā)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(qiáng)的邊底水特征，底水油藏儲(chǔ)量占比為40%，屬于低油柱、強(qiáng)底水油藏，主要利用水平井開發(fā)。2014 年對(duì)底水油藏進(jìn)行了一次加密調(diào)整，開發(fā)井距從350 m逐步降至200 m，單井井控儲(chǔ)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(dá)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(fā)目前面臨2 個(gè)方面的問題：一是油柱高度小于10 m 的底水油藏儲(chǔ)量占比大，水平井開發(fā)此類低油柱油藏面臨含水上升快、產(chǎn)量遞減大、累計(jì)產(chǎn)油量低的問題，且該類儲(chǔ)量目前動(dòng)用程度低，開發(fā)難度大；二是底水油藏水平井開發(fā)規(guī)律及合理井距認(rèn)識(shí)可供參考的資料較少，須進(jìn)一步明確底水油藏水平井水驅(qū)規(guī)律認(rèn)識(shí)及定量表征井間水驅(qū)波及體積，制定出合理的開發(fā)調(diào)整策略，這將有助于底水油藏中后期進(jìn)一步提高采收率。

目前，針對(duì)底水油藏水平井水驅(qū)波及體積的研究較多，研究方法以理論公式法、數(shù)值模擬法及動(dòng)態(tài)反演法等為主，研究?jī)?nèi)容對(duì)底水油藏長(zhǎng)期水驅(qū)過程中驅(qū)油效率及相滲的動(dòng)態(tài)變化考慮得較少，而且未考慮2 口水平井水脊疊加區(qū)波及體積的變化狀況［5-15］，另外缺乏對(duì)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(jù)現(xiàn)有的海上Q 油田底水油藏水平井開采資料，綜合運(yùn)用室內(nèi)物理模擬、油藏?cái)?shù)值模擬等方法，研究長(zhǎng)期大液量開采后底水油藏水驅(qū)油規(guī)律，落實(shí)底水油藏水平井井間水驅(qū)波及系數(shù)的主控因素，建立井間水驅(qū)波及體積系數(shù)定量表征圖版，明確底水油藏井間加密調(diào)整界限參數(shù)，以期為底水油藏特高含水階段的剩余油挖潛提供技術(shù)支撐。

1 室內(nèi)水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)

渤海油田主要采用少井高產(chǎn)的開發(fā)方式，部分區(qū)域平均單井采液強(qiáng)度達(dá)到80～100 m3/（d·m），這種高強(qiáng)度的沖刷對(duì)驅(qū)油效率及相滲規(guī)律均產(chǎn)生了較大影響，因此，開展海上疏松砂巖油藏長(zhǎng)期水驅(qū)規(guī)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(jù)。

1.1 實(shí)驗(yàn)原理及流程

實(shí)驗(yàn)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(qū)替壓差，不能等效表征實(shí)際驅(qū)替過程，將短巖心串聯(lián)、拼接成長(zhǎng)巖心，再用拼接后的長(zhǎng)巖心進(jìn)行驅(qū)替實(shí)驗(yàn)。首先將長(zhǎng)巖心驅(qū)替至特高含水階段，然后加快驅(qū)替速度，研究長(zhǎng)巖心在特高含水階段提高驅(qū)替速度對(duì)采收率的影響。實(shí)驗(yàn)采用54 塊短巖心拼接成3 組長(zhǎng)巖心，首先每組長(zhǎng)巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)均以1 mL/min 恒速驅(qū)替至特高含水階段，然后第1 組驅(qū)替速度仍為1 mL/min作為空白實(shí)驗(yàn)，第2 組增大驅(qū)替速度為3 mL/min，第3 組增大驅(qū)替速度為5 mL/min，至驅(qū)替倍數(shù)達(dá)2 000 PV 后，繪制驅(qū)替倍數(shù)與采收率以及驅(qū)替倍數(shù)與壓差的變化關(guān)系曲線。

實(shí)驗(yàn)用油采用模擬油，常溫下黏度為22 mPa·s；實(shí)驗(yàn)?zāi)M地層水為標(biāo)準(zhǔn)鹽水，礦化度為10 000 mg/L。實(shí)驗(yàn)流程如圖1 所示。

圖1 長(zhǎng)期水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)流程Fig.1 Long-term water displacement experiment flow chart

實(shí)驗(yàn)用短巖心串聯(lián)后滲透率實(shí)測(cè)值與理論計(jì)算值如表1 所列。從表1 可以看出，實(shí)測(cè)串聯(lián)巖心滲透率與理論值非常吻合，可見，用拼接長(zhǎng)巖心代替短巖心來研究驅(qū)替速度對(duì)采收率的影響是可行的。

表1 組合長(zhǎng)巖心物性參數(shù)Table 1 Physical property parameters of combined long cores

1.2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果與討論

采用拼接后的3 組長(zhǎng)巖心進(jìn)行驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，首先初期用1 mL/min 的驅(qū)替速度驅(qū)替至特高含水階段，然后對(duì)第2，3 組巖心提高驅(qū)替速度，分別采用3 mL/min 和5 mL/min 的驅(qū)替速度進(jìn)行驅(qū)替實(shí)驗(yàn)。以第3 組巖心為例詳細(xì)分析實(shí)驗(yàn)結(jié)果（圖2—3）。

由圖2—3 可以看出，初期對(duì)第3 組巖心以1 mL/min 的驅(qū)替速度恒速驅(qū)替，無水采油期采出程度為15.2%，水驅(qū)至驅(qū)替倍數(shù)達(dá)0.3 PV 時(shí)，含水率快速上升到80%；之后含水率上升速度逐漸變緩，當(dāng)驅(qū)替倍數(shù)為140 PV 時(shí)，含水率達(dá)到99.95%，采出程度為64.3%。當(dāng)驅(qū)替速度提高至5 mL/min 后，驅(qū)替壓差由1.38 MPa 大幅提高至6.55 MPa，調(diào)整初期含水率呈現(xiàn)小幅度下降，增油效果明顯，后經(jīng)長(zhǎng)期高速驅(qū)替，采收率由64.3%上升至80.2%，提高幅度明顯，此后在驅(qū)替倍數(shù)達(dá)500 PV、含水率達(dá)99.99%以上階段采出程度上升速度減緩，并持續(xù)了很長(zhǎng)時(shí)間，最終采收率達(dá)到84.1%。這是由于非均質(zhì)長(zhǎng)巖心在前期指進(jìn)現(xiàn)象明顯，水驅(qū)油波及系數(shù)較小，增大驅(qū)替速度后，波及系數(shù)增大，更多油被采出。同時(shí)，提高驅(qū)替速度更有利于非均質(zhì)長(zhǎng)巖心提高采收率，驅(qū)替速度提高幅度越大對(duì)非均質(zhì)長(zhǎng)巖心采收率的改善也越明顯。

圖2 第3 組長(zhǎng)巖心采收率、驅(qū)替速度與驅(qū)替倍數(shù)關(guān)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(zhǎng)巖心驅(qū)替壓差、驅(qū)替速度與驅(qū)替倍數(shù)關(guān)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(qū)替速度提高采收率幅度對(duì)比實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)。由表2 可以看出，第1 組長(zhǎng)巖心（空白實(shí)驗(yàn)）最終采收率為72.0%，第2 組和第3 組長(zhǎng)巖心增大驅(qū)替速度后，采收率都有不同程度的增加，當(dāng)?shù)? 組長(zhǎng)巖心提高驅(qū)替速度至3 mL/min 時(shí)，驅(qū)替壓差達(dá)到3.3 MPa，建立了有效的驅(qū)替，使得巖心面通增量大，微小孔隙中的剩余油被驅(qū)替，擴(kuò)大了水驅(qū)油波及體積。當(dāng)驅(qū)替速度為5 mL/min 時(shí)提高采收率幅度最大，提高幅度可達(dá)12.1%。對(duì)比常規(guī)驅(qū)替倍數(shù)100 PV 時(shí)，提高驅(qū)替速度和驅(qū)替倍數(shù)（2 000 PV），采收率能提高15%～20%。

表2 不同驅(qū)替速度提高采收率幅度對(duì)比實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)Table 2 Comparative experimental data for EOR amplitude with different displacement rates

1.3 水平井大液量礦場(chǎng)實(shí)踐

Q 油田館陶組底水油藏儲(chǔ)層厚度為300～400 m，構(gòu)造幅度小于20 m，儲(chǔ)層屬高孔、高滲儲(chǔ)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(duì)館陶組油藏采用水平井開發(fā)，水平段長(zhǎng)度平均為300 m，開發(fā)井距為150 m。進(jìn)入高含水期后，采用不斷提高水平井排液量、放大生產(chǎn)壓差的開采策略，單井平均產(chǎn)液量達(dá)到1 250 m3/d。經(jīng)過近20 a 的高速開采，目前A 區(qū)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(fā)效果。2017 年在A 區(qū)塊開展了水平井產(chǎn)液量2 000 m3/d 的大泵提液先導(dǎo)試驗(yàn)。提液前，G02H 井生產(chǎn)壓差為0.8 MPa，產(chǎn)液量為400 m3/d，產(chǎn)油量為20 m3/d，含水率為95.0%；提液后，該井生產(chǎn)壓差增大至4.0 MPa，產(chǎn)液量為1 940 m3/d，產(chǎn)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(chǎn)油量生產(chǎn)。通過水驅(qū)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(dá)到24%。截至目前館陶組已實(shí)施提液6 井次，平均單井日增油50 m3，提液后表現(xiàn)出產(chǎn)量遞減率小、含水上升緩慢的生產(chǎn)特征，水驅(qū)曲線法預(yù)測(cè)采收率提高了20%，證實(shí)了特高含水階段通過增大驅(qū)替速度能夠提高采收率。

2 底水油藏水平井井間水驅(qū)波及系數(shù)定量表征

隨著海上油田水平井技術(shù)得到快速發(fā)展，特別是在低油柱底水油藏應(yīng)用中獲得成功，大幅度提高了低品質(zhì)底水油藏的儲(chǔ)量動(dòng)用。通過水平井布井界限實(shí)踐認(rèn)識(shí)到，在油柱高度為10～12 m，井距為200～250 m，水平段長(zhǎng)度為200～300 m 的條件下，水平井能夠獲得較高初期產(chǎn)能、累產(chǎn)指標(biāo)及較好的經(jīng)濟(jì)效益。隨著開發(fā)的深入，水平井井間水驅(qū)波及狀況與合理井距認(rèn)識(shí)的矛盾逐漸顯現(xiàn)，而現(xiàn)有實(shí)際油藏模型對(duì)水驅(qū)波及認(rèn)識(shí)與實(shí)際資料也存在較大矛盾，從數(shù)值模擬、油藏工程及生產(chǎn)動(dòng)態(tài)方面進(jìn)行相關(guān)研究也未形成較為可靠的研究成果，與此同時(shí)，由于底水油藏水驅(qū)油效率和水平井提液能力實(shí)踐的新認(rèn)識(shí)，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(jìn)一步調(diào)整挖潛及提高采收率提供了可能。筆者依據(jù)底水油藏實(shí)際油藏參數(shù)及其布井條件，通過建立高精度理論數(shù)值模擬模型，引入長(zhǎng)期水驅(qū)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(shù)主控因素，建立了底水油藏井間水驅(qū)波及定量表征圖版，提出了加密調(diào)整的水平井布井界限參數(shù)。

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(shù)。根據(jù)油藏工程水驅(qū)前緣飽和度定義，在水驅(qū)油藏中，如含水飽和度大于前緣飽和度則表明該區(qū)域已經(jīng)被水驅(qū)波及，反之則認(rèn)為未被水驅(qū)波及。在計(jì)算體積波及系數(shù)之前，須確定某一時(shí)刻前緣含水飽和度界面位置，進(jìn)而將每一個(gè)網(wǎng)格中同一前緣飽和度點(diǎn)連成面，該面所包圍的區(qū)域就是波及區(qū)域。水驅(qū)前緣含水等飽和度界面的確定方法是利用油水相對(duì)滲透率曲線，結(jié)合貝克萊-列維爾特驅(qū)油理論完成，相關(guān)計(jì)算方法見文獻(xiàn)［27］。在確定前緣含水等飽和度界面之后，通過數(shù)值模擬軟件Eclipse 計(jì)算不同時(shí)刻波及區(qū)域體積，與原始體積相比即可求出任意時(shí)刻水驅(qū)波及系數(shù)?；谘芯繀^(qū)大液量驅(qū)替后油水相對(duì)滲透率曲線計(jì)算得到的水驅(qū)前緣含水飽和度為62.3%，將該值作為水驅(qū)波及的截止值，即網(wǎng)格含水飽和度大于62.3%時(shí)，認(rèn)為已經(jīng)被水驅(qū)波及。圖4為Eclipse 軟件生成的底水油藏水平井水驅(qū)波及示意圖。

2.2 底水油藏精細(xì)模型的建立

底水油藏精細(xì)模型參數(shù)設(shè)計(jì)上考慮了底水油藏儲(chǔ)層特點(diǎn)及現(xiàn)有井網(wǎng)條件，建立了3 種模型尺寸：①模型網(wǎng)格為100×100×30，長(zhǎng)×寬×高為50.0 m×50.0 m×1.0 m；②模型網(wǎng)格為100×100×50，長(zhǎng)×寬×高為30.0 m×30.0 m×0.6 m；③模型網(wǎng)格為100×100×100，長(zhǎng)×寬×高為10.0 m×10.0 m×0.3 m。儲(chǔ)層物性及流體性質(zhì)參數(shù)：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(shù)設(shè)為2 000 PV。水平井設(shè)計(jì)條件：水平段長(zhǎng)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(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量為10 m3/d。

圖4 底水油藏水平井水驅(qū)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(qū)波及狀況。從圖5可以看出，模型精度對(duì)井間水驅(qū)波及體積影響較大，隨著模型精度的提高，水平井波及形態(tài)呈現(xiàn)出明顯流線型“水脊”形態(tài)，計(jì)算得出井間體積波及系數(shù)分別為66.7%，57.3%和54.6%，呈現(xiàn)出逐漸降低的趨勢(shì)，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(dá)到水驅(qū)波及定量表征的精度要求。油層井間剩余油分布呈現(xiàn)出“U”與“V”型之間的分布特征，大量的剩余油未得到有效動(dòng)用，將原有“強(qiáng)波及、小驅(qū)替”的波及模式認(rèn)識(shí)轉(zhuǎn)變?yōu)椤叭醪?、大?qū)替”的波及模式認(rèn)識(shí)，為底水油藏進(jìn)一步加密調(diào)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(shù)及主控因素，選取10.0 m×10.0 m×0.3 m 尺寸的精細(xì)模型開展相關(guān)研究，方案設(shè)計(jì)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(shí)水平井水脊變化規(guī)律及井間剩余油分布規(guī)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(qū)波及系數(shù)逐漸增大。當(dāng)井距為250 m 時(shí)，油柱高度由6 m 增加到14 m，井間水驅(qū)波及系數(shù)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(jìn)速度越快，早期形成的水驅(qū)波及體積越小，當(dāng)水驅(qū)通道形成后，已波及區(qū)域滲流阻力減小，底水主要沿著強(qiáng)波及區(qū)錐進(jìn)，中后期通過進(jìn)一步提高驅(qū)替壓差擴(kuò)大水驅(qū)波及體積的效果十分有限，井間剩余油無法得到動(dòng)用。②在同一油柱高度下，隨著水平井井距減小，井間水驅(qū)波及系數(shù)逐漸增大。當(dāng)油柱高度為10 m 時(shí)，水平井井距由300 m減小到150 m，井間水驅(qū)波及系數(shù)由46%逐漸增大到93%?？梢钥闯?，水平井井距越小，井間波及體積的疊加效應(yīng)越明顯，水驅(qū)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(gè)水平井合理井距，在這個(gè)井距下，布井區(qū)域具有較高水驅(qū)波及系數(shù)和單井累產(chǎn)指標(biāo)。

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(jìn)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(shù)圖版（圖8）。從圖8 可以看出，當(dāng)水平井井距為200～300 m 時(shí)，井間水驅(qū)波及系數(shù)小于60%，井間剩余油富集，具備進(jìn)一步加密調(diào)整的物質(zhì)基礎(chǔ)。

圖8 底水油藏水平井井間波及系數(shù)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(shù)研究及應(yīng)用實(shí)踐

海上油田的開發(fā)由于受制于平臺(tái)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(jīng)濟(jì)效益，特別是對(duì)于低油柱底水油藏來說，需要進(jìn)一步拓寬開發(fā)思路以適應(yīng)特高含水期的開發(fā)需求。因此，基于現(xiàn)有底水油藏特點(diǎn)及水平井井距，結(jié)合水驅(qū)波及系數(shù)研究成果，開展了進(jìn)一步提高井間水驅(qū)波及體積的加密調(diào)整研究，建立了底水油藏水平井井間加密調(diào)整技術(shù)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(jì)產(chǎn)油量，明確了底水油藏水平井加密界限參數(shù)：布井油柱高度6～8 m，開發(fā)井距100～150 m，單井井控儲(chǔ)量（15～25）萬m3，提液幅度2 000 m3/d，單井經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)油量10 m3/d，水平井累計(jì)產(chǎn)油量大于5 萬m3。通過先期實(shí)施的小井距先導(dǎo)試驗(yàn)井生產(chǎn)，驗(yàn)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(shí)施底水油藏加密水平井21 口，累計(jì)產(chǎn)油49.8 萬m3，預(yù)計(jì)增加可采儲(chǔ)量198.4 萬m3，底水油藏采收率提高了5.2%。作為重點(diǎn)調(diào)整的館陶組A 區(qū)塊，屬于強(qiáng)底水油藏，原油黏度為22 mPa·s，油柱高度為6～14 m，2015 年該區(qū)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(chǔ)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(jì)產(chǎn)油量達(dá)6.4 萬m3，日產(chǎn)油量保持在45 m3。調(diào)整后A 區(qū)塊綜合含水率為96.2%，采出程度為40.2%，采油速度為4.9%，現(xiàn)井網(wǎng)水驅(qū)曲線法預(yù)測(cè)采收率達(dá)到58.3%，底水油藏特高含水期的二次加密調(diào)整可為類似油田開發(fā)調(diào)整提供參考。

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

4 結(jié)論

（1）室內(nèi)實(shí)驗(yàn)及礦場(chǎng)實(shí)踐表明，海上底水油藏開發(fā)中后期通過大泵提液方式提高驅(qū)替倍數(shù)及驅(qū)替壓差，采收率能夠進(jìn)一步提高15%～20%。

（2）利用水驅(qū)油規(guī)律新認(rèn)識(shí)和精細(xì)油藏?cái)?shù)值模型研究，實(shí)現(xiàn)了底水油藏水平井井間水驅(qū)波及系數(shù)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(shù)的主控因素，當(dāng)水平井井距為200～250 m 時(shí)，井間波及系數(shù)低于60%，具備進(jìn)一步加密調(diào)整潛力。

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