吳蘭平，何 瑋

（中國石油化工股份有限公司江蘇油田分公司采油一廠，江蘇揚(yáng)州 225265）

在特高含水開發(fā)階段，水驅(qū)開發(fā)仍然是油田經(jīng)濟(jì)有效地開采方式。近年來，勝利油田通過開展人工強(qiáng)邊水驅(qū)技術(shù)提高采收率機(jī)理研究，認(rèn)識(shí)到人工強(qiáng)邊水驅(qū)提高采收率的機(jī)理主要包括提高驅(qū)油效率、擴(kuò)大水驅(qū)波及體積、剩余油再聚集三種機(jī)理[1，2]，并在近廢棄斷塊油藏開展礦場(chǎng)實(shí)踐應(yīng)用取得了顯著效果。江蘇特高含水邊底水油藏地質(zhì)特征和井網(wǎng)條件與勝利油田存在較大差異，如何強(qiáng)化水驅(qū)是亟待研究的課題。本文針對(duì)影響江蘇特高含水邊底水油藏人工強(qiáng)邊水驅(qū)技術(shù)的敏感因素和技術(shù)政策進(jìn)行了研究，建立了適合人工強(qiáng)邊水驅(qū)油藏的界限標(biāo)準(zhǔn)，并優(yōu)化了技術(shù)政策，為礦場(chǎng)實(shí)踐提供了支撐。

1 區(qū)塊開發(fā)概況

永25斷塊位于永安油田中部漢留大斷層上升盤，是由南北兩條近東西向南傾的斷層與其夾持北傾地層構(gòu)成的典型斷層-鼻狀構(gòu)造。地層傾角為14.7°，主要含油層系為E2d23、E2d25砂層組。探明疊合含油面積0.6 km2，探明動(dòng)用地質(zhì)儲(chǔ)量為 182×104t，其中 E2d25地質(zhì)儲(chǔ)量為173×104t。2017年底標(biāo)定采收率為25.1%，可采儲(chǔ)量為45.6×104t。

永25斷塊E2d25砂層組儲(chǔ)層為中孔中滲、強(qiáng)非均質(zhì)性儲(chǔ)層，平均孔隙度為23%、平均滲透率為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，屬中等凝固點(diǎn)、低含硫、低黏度中等密度稀油。該斷塊1997年6月投入開發(fā)，期間經(jīng)歷了加密調(diào)整、對(duì)天然能量不足的E2d25-6砂體注水開發(fā)和側(cè)鉆挖潛等工作。

截止2016年12月底，永25斷塊共有油水井18口，油井14口，開井6口，日產(chǎn)油水平6.1 t，采油速度0.12%，綜合含水 95.1%，累產(chǎn)油 38.0×104t，階段采出程度20.88%；注水井4口，開井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。其中受特高含水低產(chǎn)影響，依靠天然能量開發(fā)的E2d25-7、E2d25-8、E2d25-9砂體處于整體停采狀態(tài)，天然水體倍數(shù)約為67倍。

2 人工強(qiáng)邊水驅(qū)開發(fā)敏感因素研究

根據(jù)國內(nèi)外文獻(xiàn)調(diào)研，影響人工強(qiáng)邊水驅(qū)提高采收率的篩選標(biāo)準(zhǔn)主要有構(gòu)造因素、儲(chǔ)層因素和流體因素[3，4]。針對(duì)江蘇小斷塊邊底水油藏，應(yīng)用數(shù)模研究油藏單因素對(duì)提高采收率幅度規(guī)律的影響，建立了適合人工強(qiáng)邊水驅(qū)油藏篩選標(biāo)準(zhǔn)。

2.1 地層傾角

在人工強(qiáng)水驅(qū)能量補(bǔ)充相同的情況下，從模擬結(jié)果可以看出，地層傾角越大，油藏初期的壓力下降速度越快，邊水能量補(bǔ)充帶來的壓力回升的拐點(diǎn)越滯后。因此，地層傾角越大的人工邊水驅(qū)油藏需要采取更高強(qiáng)度的注采比提升壓力水平。在此基礎(chǔ)上，通過改變?nèi)斯み吽?qū)強(qiáng)度，模擬得到不同地層傾角油藏提高采收率幅度（見圖1）。對(duì)比可發(fā)現(xiàn)，地層傾角越大的油藏，人工強(qiáng)邊水驅(qū)提高采收率幅度越大。

圖1 不同儲(chǔ)層傾角提高采收率對(duì)比

2.2 含油條帶寬度

分別設(shè)置含油條帶寬度為200 m、300 m、400 m、500 m、600 m五個(gè)方案，對(duì)比含油條帶寬度對(duì)強(qiáng)化水驅(qū)開發(fā)效果的影響。根據(jù)模擬結(jié)果，對(duì)比不同含油條帶寬度下的采收率曲線發(fā)現(xiàn)含油條帶越窄，采收率曲線上升越快并且含油條帶寬度對(duì)采收率的影響在整個(gè)模擬期間都很顯著。主要原因在于在相同注采條件下，含油帶寬度越窄，能量補(bǔ)充越快，導(dǎo)致同一單位時(shí)間內(nèi)采出程度越高。

對(duì)比期末最終采收率，發(fā)現(xiàn)在兩排交錯(cuò)注采井網(wǎng)情況下，含油寬度在300 m時(shí)，采收率最高。含油寬度太窄，人工強(qiáng)邊底水容易局部水竄，含油帶太寬，頂部?jī)?chǔ)量控制動(dòng)用差，影響水驅(qū)采收率的提高。

2.3 滲透率

分別設(shè)置滲透率為 30×10-3μm2、50×10-3μm2、100×10-3μm2、200×10-3μm2、500×10-3μm2五個(gè)方案，對(duì)比儲(chǔ)層滲透率對(duì)強(qiáng)化水驅(qū)開發(fā)效果的影響。對(duì)比模擬結(jié)果看，在相同的邊水強(qiáng)度下，儲(chǔ)層滲透率越高，油藏最終采收率越高。當(dāng)滲透率高于50×10-3μm2后，滲透率對(duì)人工強(qiáng)邊水驅(qū)采收率的影響顯著,因此滲透率取50×10-3μm2為人工強(qiáng)邊水驅(qū)界限下限。

2.4 油水黏度比

通過改變油水黏度比，模擬不同油水黏度比對(duì)人工強(qiáng)邊水驅(qū)開發(fā)效果的影響。模擬結(jié)果表明，人工邊水驅(qū)受地層油水黏度比影響較大，尤其是油水黏度比大于50后，采收率下降較快，因此實(shí)施人工邊水驅(qū)的斷塊油藏地層油水黏度比最好小于50。

2.5 水體倍數(shù)

分別設(shè)置天然水體為 10、30、50、80、100 倍水體五個(gè)方案，模擬對(duì)比水體倍數(shù)對(duì)開發(fā)效果的影響。根據(jù)模擬結(jié)果看，完全依靠天然能量開發(fā)時(shí)，采收率與水體倍數(shù)呈正相關(guān)關(guān)系，即水體倍數(shù)越高，最終采收率越高，表明天然水體倍數(shù)小的邊底水油藏，人工強(qiáng)邊底水可提高采收率的幅度越大。

在此基礎(chǔ)上，進(jìn)一步模擬對(duì)比了不同水體倍數(shù)在人工強(qiáng)邊底水注水下提高采收率的幅度，整理模擬結(jié)果。模擬結(jié)果表明，原始水油體積倍數(shù)越小，人工邊水驅(qū)越有優(yōu)勢(shì)，提高采收率幅度越大。當(dāng)水體倍數(shù)大于80倍后，提高采收率幅度變化較小。因此，認(rèn)為天然水體倍數(shù)低于80倍的邊底水油藏，較適合人工強(qiáng)邊水驅(qū)。

2.6 剩余油飽和度

剩余油飽和度是強(qiáng)化水驅(qū)的物質(zhì)基礎(chǔ)，分別設(shè)置含油飽和度為25%、30%、40%、50%、60%五個(gè)方案，模擬對(duì)比剩余油飽和度對(duì)強(qiáng)化水驅(qū)開發(fā)效果的影響（見圖2）。由圖2可見，在強(qiáng)化水驅(qū)開發(fā)方式下，儲(chǔ)層剩余油飽和度與最終采收率呈強(qiáng)正相關(guān)關(guān)系，即含油飽和度越高，最終采收率也越高。當(dāng)剩余含油飽和度為25%時(shí)，提高采收率幅度約為5%，仍有一定經(jīng)濟(jì)可采價(jià)值。

圖2 不同剩余油下提高采收率幅度對(duì)比

3 人工強(qiáng)邊水驅(qū)開發(fā)技術(shù)政策優(yōu)化研究

以永25斷塊油藏地質(zhì)參數(shù)及高壓物性資料，建立注采井距為320 m的典型地質(zhì)模型，模擬不同開發(fā)政策對(duì)開發(fā)效果的影響，為人工強(qiáng)邊水驅(qū)方案優(yōu)化提供決策。

3.1 注采井網(wǎng)優(yōu)化

圖3 概念模型設(shè)計(jì)的四種注采井網(wǎng)示意圖

圖4 四種注采井網(wǎng)開發(fā)效果對(duì)比

建立均質(zhì)理論模型，模擬不同注采井網(wǎng)形式對(duì)開發(fā)效果的影響。概念模型的參數(shù)借用永25斷塊油藏地質(zhì)參數(shù)及PVT資料。井網(wǎng)設(shè)計(jì)包括交錯(cuò)排狀注采井網(wǎng)、交錯(cuò)三角形注采井網(wǎng)、正對(duì)三角形注采井網(wǎng)和正對(duì)排狀注采井網(wǎng)（見圖3）。

根據(jù)模擬結(jié)果，繪制采出程度和含水關(guān)系曲線（見圖4）。從圖4可看出，在極限含水98.5%的情況下，交錯(cuò)排狀注采井網(wǎng)、交錯(cuò)三角形注采井網(wǎng)、正對(duì)三角形注采井網(wǎng)開發(fā)效果較好，采收率相差不大，正對(duì)排狀注采井網(wǎng)較差。因此在人造強(qiáng)水驅(qū)井網(wǎng)選擇上，推薦交錯(cuò)排狀注采井網(wǎng)、交錯(cuò)三角形注采井網(wǎng)。

3.2 人造強(qiáng)水驅(qū)時(shí)機(jī)優(yōu)化

針對(duì)邊底水能量不足的油藏，對(duì)人造強(qiáng)邊水時(shí)機(jī)進(jìn)行了模擬研究。模型設(shè)計(jì)初期依靠天然能量開采，當(dāng)油藏能量下降到一定程度時(shí)，模擬采取交錯(cuò)井網(wǎng)實(shí)施注水開發(fā)。選擇了原始地層壓力的50%，60%，75%，85%作為轉(zhuǎn)注時(shí)機(jī)進(jìn)行預(yù)測(cè)，從預(yù)測(cè)結(jié)果來看，原始地層壓力的60%，作為轉(zhuǎn)注時(shí)機(jī)開發(fā)效果最好。

3.3 能量保持優(yōu)化

在邊部通過人工強(qiáng)化注水保持能量的基礎(chǔ)上，對(duì)油藏內(nèi)部壓力水平保持狀況進(jìn)行了模擬。分別模擬了油藏內(nèi)部壓力水平保持原始地層壓力水平50%、60%、70%、75%、85%、90%等情況下，累產(chǎn)油與壓力保持水平的關(guān)系。根據(jù)模擬結(jié)果看，在油藏內(nèi)部保持原始?jí)毫λ?5%時(shí)累產(chǎn)油最高，再繼續(xù)增加壓力水平，累產(chǎn)油變化的幅度不大。表明在人造強(qiáng)水驅(qū)時(shí)，油藏內(nèi)部保持85%左右為最佳的壓力水平。

3.4 開井時(shí)機(jī)優(yōu)化

應(yīng)用采用一注兩采交錯(cuò)注采井網(wǎng)，模擬油井開井時(shí)機(jī)。模擬分為兩種情況，一種情況為：注水井正常注，一口井正常采，另一口井關(guān)井 30 d、90 d、180 d、360 d、540 d、720 d后開井。另一種情況為：兩口采油井均關(guān)井，然后 30 d、90 d、180 d、360 d、540 d、720 d、1 080 d后均開井。

從模擬結(jié)果來看，第一種情況，開井時(shí)間越晚，油井含水越高。第二種情況，開井時(shí)間越晚，油井含水越低。說明在同時(shí)關(guān)井的情況下，未動(dòng)用區(qū)由于壓力高，向低壓區(qū)滲流，導(dǎo)致低壓區(qū)剩余油富集。關(guān)井時(shí)間越長(zhǎng)，向低壓區(qū)驅(qū)動(dòng)的剩余油越多，導(dǎo)致開井含水越低。而對(duì)于第一種情況，由于注水井一直注，盡管該井關(guān)井，但注入水仍然會(huì)向該井處波及，造成開井含水高。

3.5 注采方式優(yōu)化

在人造強(qiáng)水驅(qū)的基礎(chǔ)上，對(duì)連續(xù)注水和周期注水兩種注水方式進(jìn)行了模擬，其中周期間隔注水采取15 d、30 d、45 d、60 d等四種方式。對(duì)比模擬結(jié)果（見表1），周期注水方式間隔周期越長(zhǎng)，采收率更高。但間隔時(shí)長(zhǎng)對(duì)于含水上升和采收率影響并不大。

表1 不同注水方式模擬結(jié)果對(duì)比

3.6 耦合注水參數(shù)優(yōu)化

按照注采比為1、1.5、2.0分別設(shè)計(jì)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等幾種情況，按照該設(shè)計(jì)進(jìn)行模擬，模擬結(jié)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，開發(fā)效果最好。

4 永25斷塊開發(fā)試驗(yàn)及效果分析

針對(duì)永25斷塊特高含水產(chǎn)期停采的E2d25-7、E2d25-8、E2d25-9砂體，2017年10月優(yōu)選東部?jī)?chǔ)量較集中的區(qū)域，開展人造強(qiáng)水驅(qū)開發(fā)試驗(yàn)。在實(shí)施過程中，利用上層系的低部位注水井永25-12井補(bǔ)開相應(yīng)層位注水，注采井距為350 m～500 m，初期日注水100 m3左右，注采比為停采前油井依靠天然能量開發(fā)日產(chǎn)液量的2.5倍左右。

在大排量注水補(bǔ)充能量半年和加速剩余油再聚集的基礎(chǔ)上，根據(jù)目標(biāo)砂體注水量，應(yīng)用油藏工程方法，估算2018年3月底永25斷塊E2d25-7砂體地層壓力水平恢復(fù)到0.81，接近人工強(qiáng)邊水驅(qū)壓力水平最佳值0.85，達(dá)到恢復(fù)生產(chǎn)時(shí)機(jī)。

2018年4月對(duì)構(gòu)造較高部位的近斷層油井永25-16井E2d25-7、E2d25-8砂體實(shí)施回采，初期日產(chǎn)油7.7 t，日產(chǎn)油是停采前的5.2倍，綜合含水由停采前的96.8%下降至79.8%，增油效果明顯。2018年12月，永25-16井日產(chǎn)油為2.5 t，綜合含水94.2%，階段增油1 040 t（見圖 5、圖 6）。

永25-8井根據(jù)轉(zhuǎn)采前飽和度測(cè)試，選取潛力較大的E2d25-9砂體的20號(hào)層抽汲，抽深300 m～400 m，動(dòng)液面 100 m～200 m，共排液 139.5 m3，油 0.02 m3，見油花，表明能量得到有效補(bǔ)充。因噪聲原因抽汲強(qiáng)度較低，恢復(fù)注水，增加永25-16井水驅(qū)方向。

5 認(rèn)識(shí)與結(jié)論

（1）人工強(qiáng)邊水驅(qū)技術(shù)是一種通過優(yōu)化能量補(bǔ)充方式形成人工強(qiáng)邊水，變點(diǎn)狀驅(qū)油為面積掃油，實(shí)現(xiàn)中、低含水階段高效驅(qū)替和特高含水階段普遍分布剩余油有效動(dòng)用的高效水驅(qū)技術(shù)，對(duì)于提高復(fù)雜斷塊油藏水驅(qū)采收率具有重要作用。

圖5 永25斷塊E2d25-8頂面構(gòu)造圖

圖6 永25-16井措施前后開發(fā)曲線對(duì)比

（2）理論研究認(rèn)為地層傾角、儲(chǔ)層滲透率、油水黏度比、原始水油體積比和剩余油含油飽和度是影響人工強(qiáng)邊水油藏開發(fā)效果的主要因素。

（3）江蘇特高含水的邊底水油藏適合人工強(qiáng)水驅(qū)的油藏界限標(biāo)準(zhǔn)為：油藏天然水體能量較小，水體倍數(shù)小于 80；儲(chǔ)層滲透率大于 50×10-3μm2；油水黏度比小于50；剩余油無因次飽和度大于0.4。