屋脊式特高含水油藏人工强边水驱技术研究

吴兰平，何 玮

（中国石油化工股份有限公司江苏油田分公司采油一厂，江苏扬州 225265）

在特高含水开发阶段，水驱开发仍然是油田经济有效地开采方式。近年来，胜利油田通过开展人工强边水驱技术提高采收率机理研究，认识到人工强边水驱提高采收率的机理主要包括提高驱油效率、扩大水驱波及体积、剩余油再聚集三种机理[1，2]，并在近废弃断块油藏开展矿场实践应用取得了显著效果。江苏特高含水边底水油藏地质特征和井网条件与胜利油田存在较大差异，如何强化水驱是亟待研究的课题。本文针对影响江苏特高含水边底水油藏人工强边水驱技术的敏感因素和技术政策进行了研究，建立了适合人工强边水驱油藏的界限标准，并优化了技术政策，为矿场实践提供了支撑。

1 区块开发概况

永25断块位于永安油田中部汉留大断层上升盘，是由南北两条近东西向南倾的断层与其夹持北倾地层构成的典型断层-鼻状构造。地层倾角为14.7°，主要含油层系为E2d23、E2d25砂层组。探明叠合含油面积0.6 km2，探明动用地质储量为 182×104t，其中 E2d25地质储量为173×104t。2017年底标定采收率为25.1%，可采储量为45.6×104t。

永25断块E2d25砂层组储层为中孔中渗、强非均质性储层，平均孔隙度为23%、平均渗透率为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，属中等凝固点、低含硫、低黏度中等密度稀油。该断块1997年6月投入开发，期间经历了加密调整、对天然能量不足的E2d25-6砂体注水开发和侧钻挖潜等工作。

截止2016年12月底，永25断块共有油水井18口，油井14口，开井6口，日产油水平6.1 t，采油速度0.12%，综合含水 95.1%，累产油 38.0×104t，阶段采出程度20.88%；注水井4口，开井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。其中受特高含水低产影响，依靠天然能量开发的E2d25-7、E2d25-8、E2d25-9砂体处于整体停采状态，天然水体倍数约为67倍。

2 人工强边水驱开发敏感因素研究

根据国内外文献调研，影响人工强边水驱提高采收率的筛选标准主要有构造因素、储层因素和流体因素[3，4]。针对江苏小断块边底水油藏，应用数模研究油藏单因素对提高采收率幅度规律的影响，建立了适合人工强边水驱油藏筛选标准。

2.1 地层倾角

在人工强水驱能量补充相同的情况下，从模拟结果可以看出，地层倾角越大，油藏初期的压力下降速度越快，边水能量补充带来的压力回升的拐点越滞后。因此，地层倾角越大的人工边水驱油藏需要采取更高强度的注采比提升压力水平。在此基础上，通过改变人工边水驱强度，模拟得到不同地层倾角油藏提高采收率幅度（见图1）。对比可发现，地层倾角越大的油藏，人工强边水驱提高采收率幅度越大。

图1 不同储层倾角提高采收率对比

2.2 含油条带宽度

分别设置含油条带宽度为200 m、300 m、400 m、500 m、600 m五个方案，对比含油条带宽度对强化水驱开发效果的影响。根据模拟结果，对比不同含油条带宽度下的采收率曲线发现含油条带越窄，采收率曲线上升越快并且含油条带宽度对采收率的影响在整个模拟期间都很显著。主要原因在于在相同注采条件下，含油带宽度越窄，能量补充越快，导致同一单位时间内采出程度越高。

对比期末最终采收率，发现在两排交错注采井网情况下，含油宽度在300 m时，采收率最高。含油宽度太窄，人工强边底水容易局部水窜，含油带太宽，顶部储量控制动用差，影响水驱采收率的提高。

2.3 渗透率

分别设置渗透率为 30×10-3μm2、50×10-3μm2、100×10-3μm2、200×10-3μm2、500×10-3μm2五个方案，对比储层渗透率对强化水驱开发效果的影响。对比模拟结果看，在相同的边水强度下，储层渗透率越高，油藏最终采收率越高。当渗透率高于50×10-3μm2后，渗透率对人工强边水驱采收率的影响显著,因此渗透率取50×10-3μm2为人工强边水驱界限下限。

2.4 油水黏度比

通过改变油水黏度比，模拟不同油水黏度比对人工强边水驱开发效果的影响。模拟结果表明，人工边水驱受地层油水黏度比影响较大，尤其是油水黏度比大于50后，采收率下降较快，因此实施人工边水驱的断块油藏地层油水黏度比最好小于50。

2.5 水体倍数

分别设置天然水体为 10、30、50、80、100 倍水体五个方案，模拟对比水体倍数对开发效果的影响。根据模拟结果看，完全依靠天然能量开发时，采收率与水体倍数呈正相关关系，即水体倍数越高，最终采收率越高，表明天然水体倍数小的边底水油藏，人工强边底水可提高采收率的幅度越大。

在此基础上，进一步模拟对比了不同水体倍数在人工强边底水注水下提高采收率的幅度，整理模拟结果。模拟结果表明，原始水油体积倍数越小，人工边水驱越有优势，提高采收率幅度越大。当水体倍数大于80倍后，提高采收率幅度变化较小。因此，认为天然水体倍数低于80倍的边底水油藏，较适合人工强边水驱。

2.6 剩余油饱和度

剩余油饱和度是强化水驱的物质基础，分别设置含油饱和度为25%、30%、40%、50%、60%五个方案，模拟对比剩余油饱和度对强化水驱开发效果的影响（见图2）。由图2可见，在强化水驱开发方式下，储层剩余油饱和度与最终采收率呈强正相关关系，即含油饱和度越高，最终采收率也越高。当剩余含油饱和度为25%时，提高采收率幅度约为5%，仍有一定经济可采价值。

图2 不同剩余油下提高采收率幅度对比

3 人工强边水驱开发技术政策优化研究

以永25断块油藏地质参数及高压物性资料，建立注采井距为320 m的典型地质模型，模拟不同开发政策对开发效果的影响，为人工强边水驱方案优化提供决策。

3.1 注采井网优化

图3 概念模型设计的四种注采井网示意图

图4 四种注采井网开发效果对比

建立均质理论模型，模拟不同注采井网形式对开发效果的影响。概念模型的参数借用永25断块油藏地质参数及PVT资料。井网设计包括交错排状注采井网、交错三角形注采井网、正对三角形注采井网和正对排状注采井网（见图3）。

根据模拟结果，绘制采出程度和含水关系曲线（见图4）。从图4可看出，在极限含水98.5%的情况下，交错排状注采井网、交错三角形注采井网、正对三角形注采井网开发效果较好，采收率相差不大，正对排状注采井网较差。因此在人造强水驱井网选择上，推荐交错排状注采井网、交错三角形注采井网。

3.2 人造强水驱时机优化

针对边底水能量不足的油藏，对人造强边水时机进行了模拟研究。模型设计初期依靠天然能量开采，当油藏能量下降到一定程度时，模拟采取交错井网实施注水开发。选择了原始地层压力的50%，60%，75%，85%作为转注时机进行预测，从预测结果来看，原始地层压力的60%，作为转注时机开发效果最好。

3.3 能量保持优化

在边部通过人工强化注水保持能量的基础上，对油藏内部压力水平保持状况进行了模拟。分别模拟了油藏内部压力水平保持原始地层压力水平50%、60%、70%、75%、85%、90%等情况下，累产油与压力保持水平的关系。根据模拟结果看，在油藏内部保持原始压力水平85%时累产油最高，再继续增加压力水平，累产油变化的幅度不大。表明在人造强水驱时，油藏内部保持85%左右为最佳的压力水平。

3.4 开井时机优化

应用采用一注两采交错注采井网，模拟油井开井时机。模拟分为两种情况，一种情况为：注水井正常注，一口井正常采，另一口井关井 30 d、90 d、180 d、360 d、540 d、720 d后开井。另一种情况为：两口采油井均关井，然后 30 d、90 d、180 d、360 d、540 d、720 d、1 080 d后均开井。

从模拟结果来看，第一种情况，开井时间越晚，油井含水越高。第二种情况，开井时间越晚，油井含水越低。说明在同时关井的情况下，未动用区由于压力高，向低压区渗流，导致低压区剩余油富集。关井时间越长，向低压区驱动的剩余油越多，导致开井含水越低。而对于第一种情况，由于注水井一直注，尽管该井关井，但注入水仍然会向该井处波及，造成开井含水高。

3.5 注采方式优化

在人造强水驱的基础上，对连续注水和周期注水两种注水方式进行了模拟，其中周期间隔注水采取15 d、30 d、45 d、60 d等四种方式。对比模拟结果（见表1），周期注水方式间隔周期越长，采收率更高。但间隔时长对于含水上升和采收率影响并不大。

表1 不同注水方式模拟结果对比

3.6 耦合注水参数优化

按照注采比为1、1.5、2.0分别设计了注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等几种情况，按照该设计进行模拟，模拟结果表明，按照注采比2.0注30 d，采60 d耦合注水，含水上升率最低，开发效果最好。

4 永25断块开发试验及效果分析

针对永25断块特高含水产期停采的E2d25-7、E2d25-8、E2d25-9砂体，2017年10月优选东部储量较集中的区域，开展人造强水驱开发试验。在实施过程中，利用上层系的低部位注水井永25-12井补开相应层位注水，注采井距为350 m～500 m，初期日注水100 m3左右，注采比为停采前油井依靠天然能量开发日产液量的2.5倍左右。

在大排量注水补充能量半年和加速剩余油再聚集的基础上，根据目标砂体注水量，应用油藏工程方法，估算2018年3月底永25断块E2d25-7砂体地层压力水平恢复到0.81，接近人工强边水驱压力水平最佳值0.85，达到恢复生产时机。

2018年4月对构造较高部位的近断层油井永25-16井E2d25-7、E2d25-8砂体实施回采，初期日产油7.7 t，日产油是停采前的5.2倍，综合含水由停采前的96.8%下降至79.8%，增油效果明显。2018年12月，永25-16井日产油为2.5 t，综合含水94.2%，阶段增油1 040 t（见图 5、图 6）。

永25-8井根据转采前饱和度测试，选取潜力较大的E2d25-9砂体的20号层抽汲，抽深300 m～400 m，动液面 100 m～200 m，共排液 139.5 m3，油 0.02 m3，见油花，表明能量得到有效补充。因噪声原因抽汲强度较低，恢复注水，增加永25-16井水驱方向。

5 认识与结论

（1）人工强边水驱技术是一种通过优化能量补充方式形成人工强边水，变点状驱油为面积扫油，实现中、低含水阶段高效驱替和特高含水阶段普遍分布剩余油有效动用的高效水驱技术，对于提高复杂断块油藏水驱采收率具有重要作用。

图5 永25断块E2d25-8顶面构造图

图6 永25-16井措施前后开发曲线对比

（2）理论研究认为地层倾角、储层渗透率、油水黏度比、原始水油体积比和剩余油含油饱和度是影响人工强边水油藏开发效果的主要因素。

（3）江苏特高含水的边底水油藏适合人工强水驱的油藏界限标准为：油藏天然水体能量较小，水体倍数小于 80；储层渗透率大于 50×10-3μm2；油水黏度比小于50；剩余油无因次饱和度大于0.4。