底水厚度影响下的水平井开发规律研究

张 东，李丰辉，冯 鑫，刘春志，王 芳

(中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300459)

0 引言

底水油藏水平井已广泛应用于海陆油田新区产能建设和老区调整挖潜中，开发技术及开发水平也日趋成熟。底水油藏开发过程中，由于受强底水、油层厚度低、地层原油黏度大、隔夹层分布复杂等因素影响，底水油藏水平井开发效果差异大，且底水油藏“先肥后瘦”的开发策略导致底水油田开发中后期剩余储量品质差、动用难度大，油田内部储量挖潜方向及开发界限亟需突破[1-5]。

目前针对底水油藏开发效果影响因素的研究多集中于水平井长度、原油黏度、油层厚度、避水高度、采液速度以及渗透率等方面，而忽略了底水厚度对底水油藏开发效果的影响；同时，在研究过程中通常采用数值模拟法进行油藏指标预测[4-10]，对于厚层底水油藏，在地质模型建立中为减少模型网格数，仅部分厚度水层建在模型中，数值模拟分析过程中常采用“某一底水厚度+水体”的方式表征底水油藏。底水厚度取值并不明确，影响了底水油藏开发动态认识和指标预测，甚至是开发界限认识[11-15]。

为了研究底水油藏水平井开发过程中底水厚度对开发效果的影响，准确表征数值模拟中底水油藏的特征，通过数值模拟与生产实际相结合的方法，开展底水厚度对底水油藏开发影响规律及机理研究，为进一步提高底水油田储量动用程度提供依据。

1 底水厚度对水平井开发指标影响

1.1 机理模型设计

渤海某油田底水油藏生产动态表明，馆陶组厚

层底水油藏及明化镇组底水油藏天然能量充足，地层压力保持稳定，均为底水油藏。以馆陶组砂体为例，该砂体为辫状河储层，油藏类型为块状底水油藏，储层厚度大，平均120 m，呈泛连通体，底水厚度超过100 m。

为开展底水油藏数值模拟中底水厚度对水平井开发的影响规律研究，结合油田实际油藏参数，主要参考储层物性、油层厚度、PVT数据、相渗曲线等资料，建立符合油田实际的数值模拟模型。在数值模拟中，底水油藏主要是通过设置“某一底水厚度+水体”的方式来实现表征，结合流线模拟，从渗流机理的角度来分析不同底水厚度对底水油藏水平井开发产生的影响，如图1所示。

图1 底水油藏表征示意图Fig.1 Characterization diagram of bottom water reservoir

该数值模拟模型中所加载的水体类型为Carter-Tracy解析水体，模型简化后建模所需的关键参数如表1所示。

表1 油藏模型重点参数

1.2 模拟结果分析

根据表1设定参数，通过油藏数值模拟，计算了不同底水厚度下的底水油藏水平生产井的累产油指标，如图2所示。从图中可以看出，不同底水厚度下，生产井累产油差别较大。说明在底水油藏数值模拟建模或者预测中，底水厚度的取值会给水平井开发指标预测带来较大影响，因此需要针对底水厚度取值作进一步研究。

图2 不同底水厚度下累产油与含水率曲线Fig.2 Cumulative oil production and water cut curve under different bottom water thickness

不同底水厚度条件下，垂直于底水油藏水平井的纵向水脊剖面如图3所示。从图中可以看出，底水厚度越薄，底水水脊半径越大，波及体积越大，累产越高。如果底水油藏建模时，底水厚度模型建立偏小会造成预测结果偏乐观；但是，随着底水厚度增加，底水厚度对累产指标的影响程度逐渐减小，因此存在影响累产指标预测的临界底水厚度值。

图3 不同底水厚度条件下底水水脊波及范围Fig.3 Sweep range of bottom water ridge under different bottom water thickness

以趋于定值的累产油为基础，计算不同底水厚度下生产井的无因次累产油柱状图，如图4所示。从图中可以看出，底水厚度越小时，单井累产越高，随着底水厚度增加，单井累产逐渐趋于定值。根据以上规律，在数值模拟中采用不同的底水厚度，预测水平井含水至98%时的累产油指标，定义单井累产油变化小于5%时的底水厚度值为临界底水厚度hwc，图4中临界底水厚度hwc为40 m。因此，在底水油藏数值模拟中，“底水厚度≥hwc+水体”才可正确表征底水油藏的开发动态认识及指标预测。

图4 不同底水厚度下无因次累产油柱状图Fig.4 Dimensionless cumulative oil production histogram under different bottom water thicknes

2 底水厚度对底水油藏开发影响规律研究

2.1 底水油藏临界底水厚度hwc图版建立

渤海某油田明下段Ⅱ～Ⅲ油组油藏地下原油黏度为40 mPas，流体性质较好，但砂体平均油层厚度3～4 m，油藏类型主要为底水油藏，呈现“油稀水薄”的特点，该区域探明地质储量大，井控程度低，地质储量采出程度仅8.8%，由于油藏油层厚度不满足常规布井界限，因此该区域储量后期调整挖潜难度极大。

为进一步分析底水油藏薄层区域底水厚度对开发的影响规律，主要通过设定模型底部水层网格净毛比的方式实现薄层区域的近似表征，建立模型如图5所示，分别模拟块状和层状底水油藏的底水厚度变化，以进一步开展薄层底水油藏中不同底水厚度对开发指标的影响规律研究。为准确反映底水的渗流规律，在数值模拟中考虑流线模拟。

图5 不同底水厚度条件下的底水油藏模型建立Fig.5 Establishment of bottom water reservoir model under different bottom water thickness

通过数值模拟叠加流线模拟(模型参数见表1)，在油层厚度20 m条件下，分别模拟了原油黏度

为30 mPa·s和350 mPa·s下底水厚度2 m和40 m对水平井开发指标的影响，结果如图6所示。从图中可以看出，底水厚度较大时(≥hwc)，底水渗流特征仅体现为纵向水脊单一作用，油井表现为含水上升快；底水厚度较小时(

根据以上分析，针对渤海某油田，通过数值模拟建立了地下原油黏度为30～350 mPa·s不同油层厚度及不同底水厚度条件下的临界底水厚度图版，如图7所示。从图中可以看出，不同流体性质底水厚度对底水油藏开发的影响不同，原油黏度越小，特征曲线斜率越大，底水厚度影响越大；从曲线形态分析规律上看，一定油层厚度范围内，底水临界厚度与油层厚度呈较好的线性关系。因此，对于块状底水油藏，当底水厚度大于临界底水厚度时(厚层底水油藏)，底水油藏建模或机理模型研究分析时底水厚度要>hwc；对于层状底水油藏，当底水厚度小于临界底水厚度时(底水油藏薄层区域)，底水厚度对开发影响不可忽略，水体加载位置需要慎重考虑。

图6 不同底水厚度和黏度对底水油藏开发影响机理研究Fig.6 Study on influence mechanism of different bottom water thickness and viscosity on bottom water reservoir development

图7 底水油藏临界底水厚度hwc图版Fig.7 Critical bottom water thickness hwc chart of rigid bottom water reservoir

2.2 底水厚度对水平井布井界限影响规律

图8 底水厚度对开发界限的影响Fig.8 Influence of bottom water thickness on development boundary

以累产油4×104m3为界限时，油层厚度和底水厚度值如图9所示。常规认识认为底水油层厚度下限值为6.5 m，低于该下限值时布井无经济性。但是通过研究可以看出，如果底水厚度在4 m时，油层厚度布井下限值可以降低0.5 m；如果底水厚度在3 m时，油层厚度布井下限值可以降低1.5 m。说明底水厚度对油藏开发的影响不可忽略，当实际油藏区域底水厚度

图9 以累产油4×104 m3为界限时油层厚度和底水厚度下限值Fig.9 The lower limit of oil column height and bottom water thickness under the condition of cumulative oil production 4×104 m3

3 考虑底水厚度影响下底水油藏开发应用实例

图10所示为明下段某砂体A44H井区域连井剖面图。该井油层厚度4～5 m，底水厚度2～3 m，虽然初期很快进入特高含水期，但是累产却达到了相邻砂体一口纯油区生产井的累产油水平；同时，明下段另外某一砂体的A23H井油层厚度10 m，底水厚度1 m，累产却高达20×104m3，与常规底水油藏开发界限存在一定不符。分析以上原因，常规底水油藏开发界限未考虑底水厚度对开发指标产生的影响，而上述2口生产井所在储层的共同点为底水厚度较薄，由于油层厚度较薄且存在底水，生产井投产后很快进入特高含水期，但依靠特高含水期生产井维持高液量生产，后期累产油水平仍然可以达到满足开发界限的条件。基于以上认识，开展A44H井所在砂体数值模拟及挖潜方案研究，在A44H井含水拟合程度较好的基础上(如图11所示)，在该砂体薄层底水(底水厚度2～3 m)且有一定储量分布的区域(油层厚度5～6 m，不满足常规布井界限)，分别模拟部署2口调整井，预测累产5.5×104～6.0×104m3，预测指标达到布井条件。因此，该砂体后续可以调整井的方式进一步提高储量动用程度。

图10 明下段砂体A44H井区域连井剖面图Fig.10 Schematic diagram of production of well A44H in sand body of lower Ming Formation

图11 A44H井含水率数值模拟情况Fig.11 Numerical simulation of water cut for well A44H

通过底水油藏开发界限数值模拟研究表明，底水油藏底水厚度对开发效果的影响规律认识，改变了原来开发界限“一刀切”的局限，拓展了底水油藏开发界限。从精细认识到精细调整挖潜，实现了底水油藏开发界限的再认识，为明下段“油稀水薄”区域的未动用储量的下一步挖潜指明了方向。该挖潜思路对低油柱底水油藏的进一步挖潜及调整井优化部署提供一定的指导意义。

4 结论

1)通过数值模拟的方法，分析了底水厚度对开发指标的影响规律，提出并定义了临界底水厚度概念。结果表明，临界底水厚度与油层厚度呈较好的 线性关系，原油黏度越小，特征曲线斜率越大，底水厚度影响越大；

2)当底水厚度低于临界底水厚度时, 底水厚度越小, 单井累产油指标越高, 越有利于底水油藏开发。以地层原油黏度30 mPas、累产油4×104m3为经济极限累产油为例, 针对底水厚度3 m的区域, 相比常规界限认识, 油层厚度下限值降低1.5 m即可满足布井条件。该认识对低油柱薄层底水油藏的进一步挖潜及调整井优化部署提供一定的指导意义；

3)对于厚层块状底水油藏，底水油藏建模或机理模型研究分析时底水厚度需大于临界底水厚度，水体加载位置可以是底部或者边部位置；而对于层状底水油藏的薄层区域，当底水厚度小于临界底水厚度时，水体加载位置需要考虑边部位置。该临界底水厚度值的提出，对于底水油藏的机理模型研究及实际底水油藏建模具有重要的指导意义。