复杂断块油藏人工边水驱提高采收率机理分析

张戈

（中国石化胜利油田分公司现河采油厂，山东 东营 257000）

人工边水驱技术是近两年胜利油田提出的一项水驱开发技术。该技术通过在复杂断块油藏构造低部位大井距大排量注水形成人工强边水，驱替特高含水期高度分散的剩余油重新运移聚集到构造高部位，进而提高复杂断块油藏采收率。

受油藏本身高温、高盐特征的影响，水驱开发成为胜利油田复杂断块油藏的主要开发手段［1-2］。统计分析已投入开发的不同类型断块的开发效果，发现天然强边水断块油藏表现出采油速度高、采出程度高、采收率高、能量保持水平高的特点，开发效果明显好于边水能量较弱的断块，且整体表现为天然能量越好，开发效果越好。因此，胜利油田首先在近废弃断块油藏进行了人工边水驱矿场实践。实施效果表明，通过人工边外大排量注水形成强边水，能够达到改善开发效果、提高采收率的目的［3］。

1 矿场实践

目前，人工边水驱矿场实践主要在3类断块实施：一是极限含水近废弃区块；二是封闭小断块；三是极复杂封闭小断块。

1.1 极限含水近废弃断块大排量边外注水

辛1沙一4断块为一反向屋脊窄条带油藏，含油面积 1.100 km2，地质储量 65.00×104t，原始水油体积比为10.0，油层厚度8 m，地层倾角12.5°。该区块在进行人工边水驱前，只剩高部位1口井在生产，含水率达97.7%，日产油只有1.1 t，其他生产井均因达到极限含水转注或关井。人工边水驱过程中，将油水边界外500～1 000 m的老井转注，形成大井距边外强注，总注水量达10.0×104m3；之后对构造高部位油井进行了扶停、补孔等措施，实施3口井均获较高产能。辛104井扶停日产油4.5 t，辛1-22井扶停日产油10.5 t，辛1-34补孔上返，日产油达40.0t。层块整体采收率提高了2.1百分点。

该区块实践表明，对于常规注水开发近废弃复杂断块，通过大排量边外注水形成强边水，能够使分散的剩余油重新运移聚集到高部位，提高水驱波及体积，同时有效补充体层能量，达到提高采收率的目的。

1.2 封闭小断块超前人工边水驱

河68-9沙二7为一典型封闭小断块，含油面积为0.086 km2，地质储量6.30×104t，原始水油体积比为1.2。利用低部位河68井对沙二7超前注水，累注量达到10.2×104m3之后，将高部位河68-斜64井补孔，单采沙二7。该井初期自喷生产，日产液28.6 t，日产油28.5 t，2 a累计产油1.5×104t，动液面仍保持在800 m左右，取得了非常好的开发效果。

该区块实践表明，对于未动用封闭复杂小断块，通过提前注水形成强边水，能够有效补充天然能量，达到高效开发的目的。

1.3 极复杂封闭小断块交替注采

根据胜利油田研究成果，极复杂封闭小断块是指含油面积小于0.050 km2，地质储量小于5.00×104t，经济上难以形成注采井网的复杂小断块［2］。河68-10沙二5断块含油面积仅为0.047 km2，地质储量1.97×104t，原始水油体积比为0.5。初期，河68-10井合采沙二53-61小层，3个月后能量衰竭，不出液，酸化解堵等均无效。将该井转注沙二5—8小层，累注20×104m3后，停注1a，单采沙二5小层；初期日产液51.0t，日产油33.7 t，累计增油0.258 4×104t，采收率提高了13百分点。

该区块实践表明，对于难以形成注采井网的极复杂封闭小断块，通过高部位油井交替注采，依靠重力分异作用形成强边水驱，能起到有效补充能量的作用，从而提高采收率。

2 提高采收率机理分析

上述矿场实践表明，人工边水驱对不同类型复杂断块油藏具有明显改善开发效果、提高采收率的作用，但从开发角度看，其提高采收率的机理尚需深入研究。

油藏水驱采收率从宏观角度分析，可以表示为［4-5］

式中：ER为水驱采收率，无因次；ED为水驱极限驱油效率，无因次；EV为水驱极限体积波及系数，无因次。

因此，研究人工边水驱提高采收率的机理，可从研究提高极限驱油效率和波及体积2方面入手［6-12］。

2.1 提高驱油效率

2.1.1 提高注水开发弱波及区过水倍数

对于水驱油藏来说，注水开发时水井注水体积倍数与油藏内某一剖面的过水倍数差别较大。水井点状注水开发，水井附近过水倍数最大，距离水井远的区域，过水倍数变小，驱油效率低，注水井间存在弱波及区（见图1）。假设有一含油条带宽度为300 m的均质油藏，将含油条带平行于油水边界均分为6 000段，进行边外注水开发。当注水倍数为每一小段油藏孔隙体积的6 000倍时，则只有以水井为中心的一定区域内过水倍数为6 000倍，离水井越远，油藏过水倍数越小，水井间存在弱波及区。对同样的油藏，若开发方式为人工边水驱，则边水近似平行于油水边界驱油，油藏过水倍数剖面平行于油水边界，则会大幅提高注水开发弱波及区的过水倍数，进而提高驱油效率（见图2）。

图1 注水井点状驱替过水倍数示意

图2 人工边水驱替过水倍数示意

2.1.2 增大驱替压力梯度

人工边水驱通过人为注水形成强边水驱后，边水能量增强，边水与油井间的压降漏斗整体抬升，相应的边水与油井间各点的驱替压力梯度增大［13］。室内岩心实验表明，驱替压力梯度越大，岩心驱油效率越高，二者之间呈对数关系［13］（据胜利油田2013年开发技术座谈会材料）（见图 3）。

图3 驱油效率与驱替压力梯度关系曲线

依达西定律，增大驱替压力梯度，即提高渗流速度：

从孔隙微观角度分析，渗流速度增大，会引起水驱油的黏滞力增大，从而降低残余油饱和度。室内实验表明，随渗流速度提高，水驱残余油饱和度明显减小，表明水驱油效率提高（见表1）；因此，人工边水驱通过增大驱替压力梯度，可有效提高驱油效率［14］。

表1 黏滞力、毛细管力对残余油饱和度的影响

2.2 提高体积波及系数

2.2.1 通过改变流场，提高平面波及系数

利用数值模拟技术对点状注水和人工边水驱水驱流线进行了模拟。

结果表明，常规注水开发时，注入水在向油井驱替过程中，注采井间形成高压区，同时也是高压差条带区，易形成水窜，水驱波及系数小。油井间以及断块边角处被切割形成低压区，油无法被有效驱替，从而形成滞留区（见图4）。

图4 边外注水断块驱替模式

人工边水驱形成强边水后，整个水驱流线发生明显变化，点状注水滞留区流线由疏变密，剩余油得到有效驱替（见图5）。这是由于形成强边水驱后，油井生产过程中泄压，导致边水与油井间形成低压区，油井间区域由于边水能量的补充，形成相对高压区，从而达到了驱替常规注水开发造成的滞留区剩余油的目的。

图5 强边水驱替流场分布

2.2.2 通过增大驱动力，提高纵向波及系数

理论研究表明，同一口油井合采倾角、厚度、物性等完全相同的2个层，水油体积比为100的层纵向波及系数明显高于水油体积比为1的层（据胜利油田地质院2011年开发技术座谈会材料）（见图6）。

图6 不同水油体积比水驱纵向波及范围对比

分析其内在原因在于：水驱油过程中，驱替相（水相）受到驱动力及自身重力的影响，当驱动力非常小的时候，所受合力变为水驱油的阻力，此时以重力作用为主，水驱油达到一种相对稳定状态，水驱油前缘不会发生突进现象；如果油水界面上油水相压力相等，即忽略毛细管压力，则此时会存在一个近乎水平的油水界面。

对于实际水驱油藏来说，驱动力要远远大于稳定驱替的临界驱动力，因此，驱替相所受合力在重力影响下，方向沿驱动力方向斜向下。这就使得驱替相（水相）沿油层底部推进较快，形成不稳定驱替，水驱前缘呈底部指进状态；驱动力越大时，所受合力方向与油层倾向夹角越小，油层顶部与底部的水驱速度会越接近；当驱动力大到极限、重力可以忽略时，则水相所受合力近乎平行于油层，则此时的水驱前缘垂直于油层，油层顶部与底部水驱推进速度一致，即可达到纵向最大波及的理想状态（见图7）。

综上所述，人工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7 不稳定驱动纵向水驱油示意

3 结束语

从矿场试验来看，人工边水驱能够有效提高复杂断块油藏开发效果；但该项技术仍处于探索阶段，尤其对矿场实施过程中的区块选取，合理注采井网、合理注采参数的制定，需要与实际区块紧密结合，因地制宜地制定相应实施方案，才能取得较好的开发效果。

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