窄屋脊断块油藏人工边水驱筛选标准

刘维霞

(中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院，东营 257015)

窄屋脊断块油藏是胜利油田占比较大的主要断块油藏类型之一，具有含油条带宽度窄，边底水发育等特点[1]。早期普遍采用高部位布井、多层合采，实施水驱或者天然能量开发，但是平面舌进严重，垂向水锥明显。实施精细二次开发前，大多呈现出综合含水率高、驱油效率低、井间动用差等特点。人工边水驱是近年来胜利油田精细二次开发的重点研究和推广技术之一[1-3]，其实质是充分利用天然能量后，在构造低部位大排量注水，模拟天然强边水驱，提高油藏驱油效率和波及效率，从而提高油藏最终采收率[3-5]。

近年来，杨海博等[6-7]、赵军等[8]通过三维物理模拟实验，明确了人工边水驱提高采收率的作用机理。张戈等[9]、王倩倩[4]通过油藏数值模拟研究，分析了人工边水驱开发的可行性及主要影响因素。王建[3]、史永华[10]给出了人工边水驱在胜利油田实施的成功案例，雷乐[11]、陈伟[12]分别给出了人工边水驱在江汉和双河油田实施的成功案例。

胜利油田在开发实践中发现，窄屋脊断块油藏实施人工边水驱需要实现“三高协同效应”：高含水条件下，高液量开采，获得高采出程度。然而,目前人工边水驱技术的研究重点多集中在驱替机理、影响因素、开发效果方面，针对窄屋脊断块油藏的区块筛选标准以及开发技术政策等方面的研究仍处于探索阶段[9]。因此，针对胜利油田典型窄屋脊断块油藏，从综合分析窄屋脊断块油藏的地质特征和开发特征入手，应用油藏工程方法分析剩余油分布成因和开发潜力。筛选主控影响因素，分析窄屋脊断块油藏人工边水驱的敏感性，实现对各类敏感因素的等级划分和定量评价。在此基础上，提出窄屋脊断块油藏人工边水驱的筛选标准，为窄屋脊断块油藏人工边水驱高效开发提供决策依据。

1 开发潜力分析

1.1 剩余油分布及成因

胜利油田窄屋脊断块油藏通常具有如下特征[13]：

(1)断层和隔层是控制油藏有效圈闭的决定因素。

(2)油藏具有单斜构造，地层倾角大于1°～2°。

(3)油藏产状呈层状，主力层平面发育较为稳定，连续性好。

(4)含油条带宽度窄，一般小于400 m，只能布置单排生产井。

(5)含油条带长度一般大于宽度，具有布置多口生产井的空间。

(6)发育边底水，具有一定的天然能量。

例如东辛采油厂的辛1沙一4，现河采油厂的河68-8，均属于典型的窄屋脊断块油藏。此类油藏在一次开发期间，主要采用高部位布井、多层合采的开发方式，实施水驱或者天然能量开发，但是平面舌进严重，垂向水锥明显。在实施精细二次开发前，此类油藏大多已进入高含水甚至特高含水开发阶段，剩余油分布不均，成因情况复杂。

根据对胜利油田各类窄屋脊断块油藏剩余油分布及开发潜力分析，总结归纳出窄屋脊断块油藏的剩余油分布及成因，主要包括以下六类情况：

(1)构造高低。由于重力分异作用，在构造高部位易富集，形成剩余油。

(2)断层遮挡。由于断层遮挡作用，使得断层附近的储层水驱程度很差或者注入水驱替不到，造成水动力滞留区，形成剩余油。

(3)注采井网不完善。一是由于油水井井况变差，使得原有注采平衡关系破坏形成剩余油；二是局部注采不完善，使得油层动用不均衡形成剩余油。

(4)井间滞留。注采井网非主流线上的滞留区存在部分剩余油。

(5)层间干扰。多层合采时，由于层间非均质作用导致层间干扰，使得各层储量动用不均，形成剩余油。

(6)平面突进。受平面非均质性影响，注入水在平面上有突进现象，经长期水驱发展成水窜通道，使得平面其它方向水驱动用差，形成剩余油。

窄屋脊断块油藏剩余油主要位于构造高部位，具有井间潜力大、再次富集较快等特点，适合人工边水驱挖潜。分析认为剩余油再次较快富集必须满足的四个条件：①富集区剩余油饱和度较低；②富集区位于高部位，且存在断层或者油墙遮挡；③相对低部位存在较多可动油；④储层渗流能力很弱，或者上游含油饱和度较高。其中死油区和再富集部位，是后期挖潜的重点。

1.2 单井经济极限液量

在实施精细二次开发前，窄屋脊断块油藏大多已进入高含水甚至特高含水开发阶段，因此，窄屋脊断块油藏人工边水驱需要实现“三高协同效应”：高含水、高液量、高采出程度。为了实现高含水状态下油井的经济效益，在实施精细二次开发前，首先需要确定高液量及高含水模式下的单井经济极限液量。

单井经济极限液量计算公式为[14-15]

(1)

式(1)中：S为年盈利，万元；fw为含水率；Cc为单井年操作成本，万元；QL为单井日产液量，t/d；α为商品率；γ为开井时率；P为原油价格，70 美元/桶；R为吨油税金，油价的25%；Cc为单井年操作成本，万元；Ci为注水费用，万元；Cp为产出液处理费用，万元。

以胜利油田某窄屋脊断块油藏为例进行单井经济极限液量计算，分析结果如图1所示。其中，单井年操作成本取35 万元；商品率取0.95；年开井取330 d；原油价格取70 美金/桶，折合人民币3 219.3 元/吨；油税金取805元/吨，注水费用取15元/吨，产出液处理费用取10 元/吨。

图1 不同含水对应的极限日产液量Fig.1 Ultimate daily liquid volume of different water cuts

1.3 地层压力恢复能力

为了实现窄屋脊断块油藏人工边水驱的“三高协同效应”，满足高含水状态下油井的经济效益，必须保证较高的液量，即需要充足的地层能量。因此，一般需要提前注水或者高注采比适当恢复地层压力。

产液计算公式为[14-15]

(2)

式(2)中：QL为单位厚度日产液，m3/d；Qo为日产油，m3/d；Qw为单位厚度日产水，m3/d；μo为原油黏度，mPa·s；μw为地层水黏度，mPa·s；Bo为原油体积系数；Bw为地层水体积系数；K为平均渗透率，μm2；Kro为油相相对渗透率；Krw为水相相对渗透率；h为油层厚度，cm；ΔP为生产压差，MPa；re为泄油半径，cm；rw为油井半径，cm。

图2为胜利油田某窄屋脊断块油藏的地层压力恢复对产能影响分析结果，可以看出：同一含水率下，生产压差越大，日产液量越高；同一生产压差下，含水率越高，日液量越高；且含水率越大，日产液量增加的幅度越大。

图2 不同含水率下单位厚度日产液与生产压差关系Fig.2 Relationship between daily unit thickness liquid and production pressure difference at different water cuts

2 人工边水驱敏感性分析

2.1 敏感性定量分析方法及判定原则

张戈等利用数值模拟方法，分析单因素对提高采收率幅度的影响，得到了单因素与采收率及提高采收率幅度之间的关系图版[9]。该图版有助于人工边水驱敏感性的定性分析，但无法实现多因素敏感性的定量分析。因此，通过含水率级别划分，将主控因素对人工边水驱开发效果影响的敏感程度进行分级，进一步实现人工边水驱敏感性定量分析。

2.1.1 敏感性分析模拟方案设计

根据胜利油田典型窄屋脊断块油藏的实际地质、流体、开发特征，利用油藏数值模拟方法开展窄屋脊断块油藏人工边水驱敏感性分析研究。筛选出三大类12项人工边水驱开发主控因素，具体如下。

(1)地质因素：含油条带宽度、地层倾角、水体倍数、水平渗透率、垂向渗透率、地层厚度。

(2)流体因素：油水黏度比、油水密度差、毛管力。

(3)开发因素：水井位置、工作制度、注采比。

根据胜利油田窄屋脊断块油藏区别于其他类型断块油藏的典型地质特征，确定含油条带宽度和地层倾角为两项关键因素，采用穷举法进行窄屋脊断块油藏人工边水驱敏感性分析研究，在合理取值范围内，分别设计5个模拟水平。其他因素采用单因素分析方法，在合理取值范围内，分别设计4～6个模拟水平。窄屋脊断块油藏人工边水驱敏感性分析研究的模拟方案，总计达到：5 水平×5 水平×(2×6 水平+5×5 水平+3×4 水平)=1 225 组。

基准模型如图3所示。该模型为矩形单斜构造，油井位于油藏高部位，水井位于油藏较低部位。油水井交错排列，包括3口油井和2口水井。

图3 基准模型示意图Fig.3 Reservoir model diagram

2.1.2 敏感程度划分及判定原则

为分析不同含水率条件下，各因素不同水平对采出程度的影响规律及影响程度，依据胜利油田窄屋脊断块油藏的开发实际，在含水率级别划分的基础上，给出了敏感性分析定量研究的划分依据和判定原则。

依据目前中国油田对含水率认知的通用标准，含水率可以划分为4个级别。

(1)低含水：综合含水率fw≤20%。

(2)中含水：20%<综合含水率fw≤60%。

(3)高含水：60%<综合含水率fw≤90%。

(4)特高含水：90%<综合含水率fw≤98%。

依据各方案模型与基准模型在不同含水率级别开发条件下，两者采出程度差异|ΔEr|的大小，将各主控因素对人工边水驱开发效果的敏感程度，划分为四个级别。

(1)极敏感：|ΔEr|>10%。

(2)次敏感：3%<|ΔEr|≤10%。

(3)微敏感：0.5%<|ΔEr|≤3%。

(4)不敏感：|ΔEr|≤0.5%。

由于各主控因素对窄屋脊断块油藏人工边水驱开发的敏感程度不同，甚至差异很大，因此不同方案开发末期对应的采收率及含水率也会产生较大差异。在敏感程度划分时，不能简单依据某一个点的数值来进行判断，而应该使判断结论符合较长期间内的变化趋势。为此，结合理论研究和断块油田开发实际，制定了敏感程度判定原则，详见表1。

2.2 主控因素敏感性分析

依据敏感程度判定原则，进行窄屋脊断块油藏人工边水驱敏感性分析，确定出了各主控因素敏感性评价结果，筛选出了极敏感因素、次敏感因素、微敏感因素以及不敏感因素。其中，极敏感因素主要为地质因素和流体因素；前者包括：含油条带宽度、地层倾角、垂向渗透率、地层有效厚度；后者包括：油水黏度比、油水密度差、毛管力。开发因素多为次敏感-微敏感因素，包括：水井位置、油水井工作制度、注采比。地质因素中的水平渗透率是微敏感因素，水体大小是不敏感因素，显示水体对此类油藏人工边水驱开发效果影响不大，但是需要补充井网分析。

2.2.1 含油条带宽度

含油条带宽度为极敏感因素，在地层倾角一定的条件下，含油条带越宽，受边底水影响越小，越接近整装油藏开发规律，相同的含水对应的采出程度越高。含油条带宽度对一定含水下采出程度的影响是正向单调的，如图4所示(地层倾角取10°)。当地层倾角一定(10°)，含油条带宽度小于200 m时，含水率-采出程度关系曲线形状随含油条带宽度变化大，相同的含水率下采出程度随含油条带宽度变化大。含油条带宽度大于200 m时，相同的含水率下采出程度随含油条带宽度变化的差距变小，含水率-采出程度关系曲线形状随含油条带宽度变化变小。200 m的含油条带宽度可以作为评价潜力的参考界限值之一，含油条带宽度小于该值时宜精细评价，大于该值时可以适当放宽。对比五种不同的含油条带宽度，当含油条带宽度取500 m时，相同采出程度下的综合含水最低。

当地层倾角不同时，相同含油条带宽度对应的采出程度差异不大，如图5所示。

图4 不同含油条带宽度时含水率与采出程度关系Fig.4 Relation between water cut and recovery degree at different oil band widths

表1 敏感程度判定原则Table 1 Sensitivity determination principle

图5 含油条带宽度敏感性分析Fig.5 Sensitivity analysis of oil band width

随着地层倾角的增大，含水率-采出程度关系曲线中，含油条带宽度拐点逐渐减小，如图6所示，符合幂指数的关系。该拐点值可以作为划分潜力区的参考，含油条带宽度小于该值时宜划分的更为精细，大于该值时不必划分的过于精细。

图6 地层倾角与含油条带宽度拐点关系Fig.6 Relation between formation dip and inflection point of oil band width

2.2.2 地层倾角

含油条带宽度一定的条件下，地层倾角越大，受边底水影响越小，越接近整装油藏开发规律，相同的含水对应的采出程度越高。地层倾角对一定含水率下采出程度的影响是正向单调的，如图7所示(含油条带宽度取200 m)。

含油条带宽度一定(200 m)，地层倾角小于10°时，含水率-采出程度关系曲线形状随地层倾角变化大，相同的含水率下采出程度随地层倾角变化大；地层倾角大于10°时，相同的含水率下采出程度随地层倾角变化的差距变小，含水率-采出程度关系曲线形状随地层倾角变化小。10°的地层倾角可以作为评价潜力的参考界限值之一，地层倾角小于该值时宜精细评价，大于该值时可以适当放宽。对比5种不同的地层倾角，当地层倾角取35°时，相同的采出程度下综合含水最低。

图7 地层倾角影响分析Fig.7 Analysis of formation dip influence

当含油条带宽度不同时，相同地层倾角对应的采出程度差异较大，如图8所示。

结合图5、图6、图8，综合分析认为：含油条带宽度为极敏感因素。当含油条带较窄时(小于200 m)，地层倾角为极敏感因素；当含油条带较宽时(大于200 m)，地层倾角为敏感因素。

2.2.3 其他因素

除了含油条带宽度和地层倾角以外，其他10项主控因素采用单因素分析方法进行了敏感性分析，得到各主控因素的敏感程度划分如下。

(1)极敏感因素：地下油水密度差、油水黏度比、垂向渗透率、地层有效厚度、毛管力。

(2)次敏感因素：注采比。

(3)微敏感因素：水井位置、油水井工作制度、水平渗透率。

(4)不敏感因素：水体倍数。

以含油条带宽度为200 m，地层倾角为10o时的模拟结果为例，给出其他10项主控因素的敏感性分析结果，如图9所示。

(1)极敏感因素分析如下。

图8 地层倾角敏感性分析Fig.8 Formation dip sensitivity analysis

图9 多因素敏感性分析Fig.9 Mmulti-factor sensitivity analysis

①地下油水密度差。油水密度差对一定含水率下采出程度的影响是正向单调的，油水密度差越大，相同含水率对应的采出程度越高。

②油水黏度比。油水黏度比对一定含水率下采出程度的影响是负面单调的，油水黏度比越大，相同含水率对应的采出程度越低。含油条带宽度越大，油水黏度比对水驱油效果的影响越明显。

③垂向渗透率。垂向渗透率对一定含水率下采出程度的影响不是单调的，依赖于油井射孔单元底部是否发育底水。如果油井射孔砂体的下部底水不发育，则垂向渗透率对一定含水率下采出程度的影响是正向单调的。如果油井射孔砂体的下部底水发育，则垂向渗透率对一定含水率下采出程度的影响是负面单调的。

④地层有效厚度。地层厚度对一定含水率下采出程度的影响不是单调的，且存在一个敏感范围，依赖于含油条带宽度、地层倾角等。

⑤毛管力控制着油水过渡带的厚度，也就是控制着油层厚度和油井避射厚度，因此与重力作用的效果相反，阻止油水的重新发布，产生不利影响。随着含油条带宽度的增加，含油厚度增加，毛管力的控制作用减弱。

(2)次敏感因素分析：单纯从技术上，注采比接近1最好。从实际情况出发，为了保证与连续注水连续采油相匹配的较高的液量，注采比尽可能略大于1，保持较高的地层压力水平。阶段累积注采比取决于目前地层压力水平、与外部地层连通关系、地层压力最优保持水平。

(3)微敏感因素分析如下。

①水井位置。水井位置对一定含水率下采出程度的影响不是单调的，依赖于含油条带宽度、地层倾角等。

②工作制度。单纯从技术上，油井周期采油具有优势。从经济角度出发，为了保证一定时间内采出程度最高，连续注水连续采油具有优势。

③水平渗透率。水平渗透率对一定含水下采出程度的影响是正向单调的，渗透率越大，相同含水对应的采出程度越高。含油条带宽度越大、地层倾角越大，水平渗透率对水驱油效果的影响越明显。

(4)不敏感因素分析：边底水水体大小对一定含水下采出程度的影响不是单调的，而是与含油条带宽度、地层倾角关联。随着含油条带宽度的增大，边底水水体对一定含水下采出程度的影响趋于负面。随着地层倾角的增大，边底水水体对一定含水下采出程度的影响趋于正面。

3 人工边水驱筛选标准

通过对窄屋脊断块油藏人工边水驱主控因素的敏感性分析研究，提出了敏感程度判定原则，给出了敏感性定量分析划分依据。实现了对此类油藏三大类12项主控因素的敏感程度划分，确定了极敏感因素、次敏感因素、微敏感因素和不敏感因素。在此基础上，进一步得到了各主控因素的开发技术界限，为制定窄屋脊断块油藏人工边水驱筛选标准提供了依据。

窄屋脊断块油藏人工边水驱筛选标准详见表2。筛选标准包括3类条件：一是人工边水驱的基本条件，即满足水驱要求；二是人工边水驱的必备条件；三是人工边水驱的选择性条件。这3类条件均容易从现场了解到，而且包含了现场实践的认识，因此筛选标准的可操作性较强。

实践证明，该筛选标准应用于胜利油田辛1沙一4断块油藏，目前提高采出程度5%以上，预期提高采收率10%以上，最终水驱采收率可达60%以上，得了较好效果，为窄屋脊断块油藏高效开发提供决策依据和理论指导。

表2 窄屋脊断块油藏人工边水驱筛选标准Table 2 Selection criteria for artificial edge water flooding in narrow ridged block reservoirs

4 结论

通过上述研究，针对窄屋脊断块油藏提出了人工边水驱开发主控因素敏感性定量分析方法和判定原则，给出了窄屋脊断块油藏人工边水驱筛选标准，得到了以下主要结论。

(1)窄屋脊断块油藏大部分地层能量不平衡，含水上升快，大部分产量在高含水～特高含水产出。剩余油主要位于构造高部位，具有井间潜力大、再次富集较快等特点，适合人工边水驱挖潜。

(2)依据各因素水平与基准模型在不同含水率级别开发条件下采出程度差异|ΔEr|的大小，将各因素的敏感程度划分为4个级别：极敏感时|ΔEr|>10%，次敏感时3%<|ΔEr|≤10%，微敏感时0.5%<|ΔEr|≤3%，不敏感时|ΔEr|≤0.5%。依据不同含水率阶段|ΔEr|的变化趋势是否一致，给出了各种情况下敏感程度的判定原则。

(3)通过对12项窄屋脊断块油藏人工边水驱敏感性分析的研究表明：极敏感因素主要为地质因素和流体因素；前者包括：含油条带宽度、地层倾角、垂向渗透率、地层有效厚度；后者包括：油水黏度比、油水密度差、毛管力。开发因素多为次敏感-微敏感因素，包括：水井位置、油水井工作制度、注采比。地质因素中的水平渗透率是微敏感因素，水体大小是不敏感因素。

(4)依据主控因素敏感性分析研究得到的开发技术政策界限，提出了窄屋脊断块油藏人工边水驱的筛选标准，划分了适合人工边水驱的3类条件：满足水驱要求为基本条件，含油条带宽度和地层倾角等开发技术界限为必备条件，其他有利于开发因素为选择性条件。3类条件均容易从现场获得，筛选标准具有较强的可操作性。