海上底水油藏水平井水驅(qū)波及系數(shù)定量表征

張運(yùn)來，陳建波，周海燕，張吉磊，章 威

（中海石油（中國）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 個方面的問題：一是油柱高度小于10 m 的底水油藏儲量占比大，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，且該類儲量目前動用程度低，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)值模擬法及動態(tài)反演法等為主，研究內(nèi)容對底水油藏長期水驅(qū)過程中驅(qū)油效率及相滲的動態(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)、拼接成長巖心，再用拼接后的長巖心進(jìn)行驅(qū)替實(shí)驗(yàn)。首先將長巖心驅(qū)替至特高含水階段，然后加快驅(qū)替速度，研究長巖心在特高含水階段提高驅(qū)替速度對采收率的影響。實(shí)驗(yàn)采用54 塊短巖心拼接成3 組長巖心，首先每組長巖心驅(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)測值與理論計(jì)算值如表1 所列。從表1 可以看出，實(shí)測串聯(lián)巖心滲透率與理論值非常吻合，可見，用拼接長巖心代替短巖心來研究驅(qū)替速度對采收率的影響是可行的。

表1 組合長巖心物性參數(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，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，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)了很長時間，最終采收率達(dá)到84.1%。這是由于非均質(zhì)長巖心在前期指進(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，提高驅(qū)替速度更有利于非均質(zhì)長巖心提高采收率，驅(qū)替速度提高幅度越大對非均質(zhì)長巖心采收率的改善也越明顯。

圖2 第3 組長巖心采收率、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比實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)。由表2 可以看出，第1 組長巖心（空白實(shí)驗(yàn)）最終采收率為72.0%，第2 組和第3 組長巖心增大驅(qū)替速度后，采收率都有不同程度的增加，當(dāng)?shù)? 組長巖心提高驅(qū)替速度至3 mL/min 時，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 時提高采收率幅度最大，提高幅度可達(dá)12.1%。對比常規(guī)驅(qū)替倍數(shù)100 PV 時，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 水平井大液量礦場實(shí)踐

Q 油田館陶組底水油藏儲層厚度為300～400 m，構(gòu)造幅度小于20 m，儲層屬高孔、高滲儲層（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。對館陶組油藏采用水平井開發(fā)，水平段長度平均為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)底水油藏的儲量動用。通過水平井布井界限實(shí)踐認(rèn)識到，在油柱高度為10～12 m，井距為200～250 m，水平段長度為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)識的矛盾逐漸顯現(xiàn)，而現(xiàn)有實(shí)際油藏模型對水驅(qū)波及認(rèn)識與實(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，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，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，須確定某一時刻前緣含水飽和度界面位置，進(jìn)而將每一個網(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)算不同時刻波及區(qū)域體積，與原始體積相比即可求出任意時刻水驅(qū)波及系數(shù)?；谘芯繀^(qū)大液量驅(qū)替后油水相對滲透率曲線計(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，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×寬×高為50.0 m×50.0 m×1.0 m；②模型網(wǎng)格為100×100×50，長×寬×高為30.0 m×30.0 m×0.6 m；③模型網(wǎng)格為100×100×100，長×寬×高為10.0 m×10.0 m×0.3 m。儲層物性及流體性質(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，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用，將原有“強(qiáng)波及、小驅(qū)替”的波及模式認(rèn)識轉(zhuǎn)變?yōu)椤叭醪?、大?qū)替”的波及模式認(rèn)識，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，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，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%?？梢钥闯觯骄嘣叫?，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，存在一個水平井合理井距，在這個井距下，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，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，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。