近年来，海上底水油藏处于大规模水平井应用阶段，通过采用少井高产、大泵提液的开发方式显著提升了该类型油藏的开发效果^[1-4]。渤海海域大型河流相砂岩稠油油田Q油田，其油藏显示出较强的边底水特征，底水油藏储量占比为40%，属于低油柱、强底水油藏，主要利用水平井开发。2014年对底水油藏进行了一次加密调整，开发井距从350 m逐步降至200 m，单井井控储量降至30万m³，水平井布井油柱高度大于10 m，目前底水油藏综合含水率达到95.4%，采出程度为24.6%，采油速度为1.6%。渤海底水油藏的开发目前面临2个方面的问题：一是油柱高度小于10 m的底水油藏储量占比大，水平井开发此类低油柱油藏面临含水上升快、产量递减大、累计产油量低的问题，且该类储量目前动用程度低，开发难度大；二是底水油藏水平井开发规律及合理井距认识可供参考的资料较少，须进一步明确底水油藏水平井水驱规律认识及定量表征井间水驱波及体积，制定出合理的开发调整策略，这将有助于底水油藏中后期进一步提高采收率。

目前，针对底水油藏水平井水驱波及体积的研究较多，研究方法以理论公式法、数值模拟法及动态反演法等为主，研究内容对底水油藏长期水驱过程中驱油效率及相渗的动态变化考虑得较少，而且未考虑2口水平井水脊叠加区波及体积的变化状况^[5-15]，另外缺乏对海上底水油藏特征及开采方式的考虑，研究成果也存在一定的局限性^[16-26]。因此，依据现有的海上Q油田底水油藏水平井开采资料，综合运用室内物理模拟、油藏数值模拟等方法，研究长期大液量开采后底水油藏水驱油规律，落实底水油藏水平井井间水驱波及系数的主控因素，建立井间水驱波及体积系数定量表征图版，明确底水油藏井间加密调整界限参数，以期为底水油藏特高含水阶段的剩余油挖潜提供技术支撑。

渤海油田主要采用少井高产的开发方式，部分区域平均单井采液强度达到80~100 m³/（d·m），这种高强度的冲刷对驱油效率及相渗规律均产生了较大影响，因此，开展海上疏松砂岩油藏长期水驱规律研究十分必要，可为建立海上底水油藏模型提供理论依据。

实验采用Q油田天然短岩心，考虑到短岩心在特高含水阶段无法建立有效驱替压差，不能等效表征实际驱替过程，将短岩心串联、拼接成长岩心，再用拼接后的长岩心进行驱替实验。首先将长岩心驱替至特高含水阶段，然后加快驱替速度，研究长岩心在特高含水阶段提高驱替速度对采收率的影响。实验采用54块短岩心拼接成3组长岩心，首先每组长岩心驱替实验均以1 mL/min恒速驱替至特高含水阶段，然后第1组驱替速度仍为1 mL/min作为空白实验，第2组增大驱替速度为3 mL/min，第3组增大驱替速度为5 mL/min，至驱替倍数达2 000 PV后，绘制驱替倍数与采收率以及驱替倍数与压差的变化关系曲线。

实验用油采用模拟油，常温下黏度为22 mPa·s；实验模拟地层水为标准盐水，矿化度为10 000 mg/L。实验流程如图 1所示。

图 1

Fig. 1

下载原图 图 1 长期水驱油实验流程 Fig. 1 Long-term water displacement experiment flow chart

实验用短岩心串联后渗透率实测值与理论计算值如表 1所列。从表 1可以看出，实测串联岩心渗透率与理论值非常吻合，可见，用拼接长岩心代替短岩心来研究驱替速度对采收率的影响是可行的。

表 1(Table 1)

表 1 组合长岩心物性参数 Table 1 Physical property parameters of combined long cores 岩心编号 岩心长度/ cm 直径/ cm 孔隙体积/mL 束缚水饱和度/% 渗透率/mD 理论值 实测值 1 76.46 2.473 128.4 28.4 5 847.2 5 822.9 2 77.52 2.465 141.6 29.6 6 266.6 6 184.1 3 79.31 2.488 147.5 31.2 6 673.2 6 557.8

下载CSV 表 1 组合长岩心物性参数 Table 1 Physical property parameters of combined long cores

采用拼接后的3组长岩心进行驱替实验，首先初期用1 mL/min的驱替速度驱替至特高含水阶段，然后对第2，3组岩心提高驱替速度，分别采用3 mL/min和5 mL/min的驱替速度进行驱替实验。以第3组岩心为例详细分析实验结果（图 2—3）。

图 2

Fig. 2

下载原图 图 2 第3组长岩心采收率、驱替速度与驱替倍数关系曲线 Fig. 2 Relathioship of displacement multiple with recovery efficiency, displacement velocity of No. 3 long core

图 3

Fig. 3

下载原图 图 3 第3组长岩心驱替压差、驱替速度与驱替倍数关系曲线 Fig. 3 Relationship of displacement multiple with displacement differential pressure and displacement velocity of No. 3 long core

由图 2—3可以看出，初期对第3组岩心以1 mL/min的驱替速度恒速驱替，无水采油期采出程度为15.2%，水驱至驱替倍数达0.3 PV时，含水率快速上升到80%；之后含水率上升速度逐渐变缓，当驱替倍数为140 PV时，含水率达到99.95%，采出程度为64.3%。当驱替速度提高至5 mL/min后，驱替压差由1.38 MPa大幅提高至6.55 MPa，调整初期含水率呈现小幅度下降，增油效果明显，后经长期高速驱替，采收率由64.3%上升至80.2%，提高幅度明显，此后在驱替倍数达500 PV、含水率达99.99%以上阶段采出程度上升速度减缓，并持续了很长时间，最终采收率达到84.1%。这是由于非均质长岩心在前期指进现象明显，水驱油波及系数较小，增大驱替速度后，波及系数增大，更多油被采出。同时，提高驱替速度更有利于非均质长岩心提高采收率，驱替速度提高幅度越大对非均质长岩心采收率的改善也越明显。

表 2为不同驱替速度提高采收率幅度对比实验数据。由表 2可以看出，第1组长岩心（空白实验）最终采收率为72.0%，第2组和第3组长岩心增大驱替速度后，采收率都有不同程度的增加，当第2组长岩心提高驱替速度至3 mL/min时，驱替压差达到3.3 MPa，建立了有效的驱替，使得岩心面通增量大，微小孔隙中的剩余油被驱替，扩大了水驱油波及体积。当驱替速度为5 mL/min时提高采收率幅度最大，提高幅度可达12.1%。对比常规驱替倍数100 PV时，提高驱替速度和驱替倍数（2 000 PV），采收率能提高15%~20%。

表 2(Table 2)

表 2 不同驱替速度提高采收率幅度对比实验数据 Table 2 Comparative experimental data for EOR amplitude with different displacement rates 实验编号 驱替速度/ （mL·min-1） 压差/MPa 采收率/% 提高采收率幅度/% 调整前 调整后 1 1 1 1.0 72.0 — 2 1 3 3.3 80.9 8.9 3 1 5 5.0 84.1 12.1 注：3组实验均水驱至驱替倍数达2 000 PV

下载CSV 表 2 不同驱替速度提高采收率幅度对比实验数据 Table 2 Comparative experimental data for EOR amplitude with different displacement rates

Q油田馆陶组底水油藏储层厚度为300~ 400 m，构造幅度小于20 m，储层属高孔、高渗储层（平均孔隙度和平均渗透率分别为35%和3 500 mD），油层厚度为6~14 m，底水能量充足，地层原油黏度为22 mPa·s，油藏饱和压力为4.06 MPa，地饱压差为10.5 MPa。对馆陶组油藏采用水平井开发，水平段长度平均为300 m，开发井距为150 m。进入高含水期后，采用不断提高水平井排液量、放大生产压差的开采策略，单井平均产液量达到1 250 m³/d。经过近20 a的高速开采，目前A区块采出程度为40.1%，综合含水率为96.4%，采油速度为4.6%，取得了显著的开发效果。2017年在A区块开展了水平井产液量2 000 m³/d的大泵提液先导试验。提液前，G02H井生产压差为0.8 MPa，产液量为400 m³/d，产油量为20 m³/d，含水率为95.0 %；提液后，该井生产压差增大至4.0 MPa，产液量为1 940 m³/d，产油量增至110 m³/d，含水率为94.5%，截至2019年10月，该井含水率为95.6 %，仍然保持88 m³/d的产油量生产。通过水驱曲线法拟合得到该井提液前采收率仅为38%，提液后采收率增至62%，提高幅度达到24%。截至目前馆陶组已实施提液6井次，平均单井日增油50 m³，提液后表现出产量递减率小、含水上升缓慢的生产特征，水驱曲线法预测采收率提高了20%，证实了特高含水阶段通过增大驱替速度能够提高采收率。

随着海上油田水平井技术得到快速发展，特别是在低油柱底水油藏应用中获得成功，大幅度提高了低品质底水油藏的储量动用。通过水平井布井界限实践认识到，在油柱高度为10~12 m，井距为200~250 m，水平段长度为200~300 m的条件下，水平井能够获得较高初期产能、累产指标及较好的经济效益。随着开发的深入，水平井井间水驱波及状况与合理井距认识的矛盾逐渐显现，而现有实际油藏模型对水驱波及认识与实际资料也存在较大矛盾，从数值模拟、油藏工程及生产动态方面进行相关研究也未形成较为可靠的研究成果，与此同时，由于底水油藏水驱油效率和水平井提液能力实践的新认识，为水平井合理井距研究提出了新的要求，也为特高含水期进一步调整挖潜及提高采收率提供了可能。笔者依据底水油藏实际油藏参数及其布井条件，通过建立高精度理论数值模拟模型，引入长期水驱后相渗特征曲线，研究了特高含水期底水油藏水平井井间波及系数主控因素，建立了底水油藏井间水驱波及定量表征图版，提出了加密调整的水平井布井界限参数。

利用等饱和度前缘界面来定义体积波及系数。根据油藏工程水驱前缘饱和度定义，在水驱油藏中，如含水饱和度大于前缘饱和度则表明该区域已经被水驱波及，反之则认为未被水驱波及。在计算体积波及系数之前，须确定某一时刻前缘含水饱和度界面位置，进而将每一个网格中同一前缘饱和度点连成面，该面所包围的区域就是波及区域。水驱前缘含水等饱和度界面的确定方法是利用油水相对渗透率曲线，结合贝克莱-列维尔特驱油理论完成，相关计算方法见文献[27]。在确定前缘含水等饱和度界面之后，通过数值模拟软件Eclipse计算不同时刻波及区域体积，与原始体积相比即可求出任意时刻水驱波及系数。基于研究区大液量驱替后油水相对渗透率曲线计算得到的水驱前缘含水饱和度为62.3%，将该值作为水驱波及的截止值，即网格含水饱和度大于62.3%时，认为已经被水驱波及。图 4为Eclipse软件生成的底水油藏水平井水驱波及示意图。

图 4

Fig. 4

下载原图 图 4 底水油藏水平井水驱波及示意图 Fig. 4 Three-dimensional diagram of horizontal well water drive sweep in bottom water reservoir

底水油藏精细模型参数设计上考虑了底水油藏储层特点及现有井网条件，建立了3种模型尺寸：①模型网格为100×100×30，长×宽×高为50.0 m× 50.0 m×1.0 m；②模型网格为100×100×50，长×宽×高为30.0 m×30.0 m×0.6 m；③模型网格为100×100×100，长×宽×高为10.0 m×10.0 m×0.3 m。储层物性及流体性质参数：油层厚度、孔隙度、水平渗透率分别为11 m，35%，3 500 mD，垂向渗透率与水平渗透率比值取0.1，地层原油黏度取22 mPa·s，油藏底水水体倍数设为2 000 PV。水平井设计条件：水平段长度取250 m，水平井井距取250 m，油柱高度取10 m，工作制度为定油60 m³/d，限液2 000 m³/d，经济极限产量为10 m³/d。

图 5为3种尺寸模型的水驱波及状况。从图 5可以看出，模型精度对井间水驱波及体积影响较大，随着模型精度的提高，水平井波及形态呈现出明显流线型“水脊”形态，计算得出井间体积波及系数分别为66.7%，57.3%和54.6%，呈现出逐渐降低的趋势，降低幅度从14.1%到4.7%，表明10.0 m× 10.0 m×0.3 m模型能够达到水驱波及定量表征的精度要求。油层井间剩余油分布呈现出“U”与“V”型之间的分布特征，大量的剩余油未得到有效动用，将原有“强波及、小驱替”的波及模式认识转变为“弱波及、大驱替”的波及模式认识，为底水油藏进一步加密调整提供了理论支持。

图 5

Fig. 5

下载原图 图 5 不同油藏模型尺寸下的水平井井间波及示意图 Fig. 5 Cross-well sweep diagram of horizontal wells under different reservoir model sizes

为了明确底水油藏水平井井间波及系数及主控因素，选取10.0 m×10.0 m×0.3 m尺寸的精细模型开展相关研究，方案设计上选取了5种油柱高度（6 m，8 m，10 m，12 m，14 m）、4种井距（150 m，200 m，250 m，300 m）的水平井布井方式，以落实水平井水脊变化规律及井间剩余油分布规律。

从图 6—7可以看出：①在同一井距下，随着水平井油柱高度增加，井间水驱波及系数逐渐增大。当井距为250 m时，油柱高度由6 m增加到14 m，井间水驱波及系数由37%逐渐增大到71%，井间剩余油逐渐减少。主要原因是，水平井油柱高度越低，底水锥进速度越快，早期形成的水驱波及体积越小，当水驱通道形成后，已波及区域渗流阻力减小，底水主要沿着强波及区锥进，中后期通过进一步提高驱替压差扩大水驱波及体积的效果十分有限，井间剩余油无法得到动用。②在同一油柱高度下，随着水平井井距减小，井间水驱波及系数逐渐增大。当油柱高度为10 m时，水平井井距由300 m减小到150 m，井间水驱波及系数由46%逐渐增大到93%。可以看出，水平井井距越小，井间波及体积的叠加效应越明显，水驱波及体积增幅越大，剩余油越少。因此，在特定油柱高度下，存在一个水平井合理井距，在这个井距下，布井区域具有较高水驱波及系数和单井累产指标。

图 6

Fig. 6

下载原图 图 6 不同油柱高度下水平井井间波及示意图（井距250 m） Fig. 6 Schematic diagram of cross-well sweep between horizontal wells at different oil column heights

图 7

Fig. 7

下载原图 图 7 不同井距下水平井井间波及示意图（油柱高度10 m） Fig. 7 Schematic diagram of cross-well sweep in horizontal wells with different well spacing

进一步研究得到了不同油柱高度、不同井距条件下底水油藏水平井井间波及系数图版（图 8）。从图 8可以看出，当水平井井距为200~300 m时，井间水驱波及系数小于60%，井间剩余油富集，具备进一步加密调整的物质基础。

图 8

Fig. 8

下载原图 图 8 底水油藏水平井井间波及系数图版 Fig. 8 Cross-well sweep coefficient of horizontal wells in bottom water reservoi

海上油田的开发由于受制于平台寿命、井槽资源、操作成本等因素，往往需要较高的采油速度来获得更好的经济效益，特别是对于低油柱底水油藏来说，需要进一步拓宽开发思路以适应特高含水期的开发需求。因此，基于现有底水油藏特点及水平井井距，结合水驱波及系数研究成果，开展了进一步提高井间水驱波及体积的加密调整研究，建立了底水油藏水平井井间加密调整技术图版（图 9）。从图 9可以看出，该图版给出了不同井距、不同油柱高度下加密水平井的累计产油量，明确了底水油藏水平井加密界限参数：布井油柱高度6~8 m，开发井距100~150 m，单井井控储量（15~25）万m³，提液幅度2 000 m³/d，单井经济极限产油量10 m³/d，水平井累计产油量大于5万m³。通过先期实施的小井距先导试验井生产，验证了该图版的可靠性。

图 9

Fig. 9

下载原图 图 9 底水油藏水平井井间加密技术图版 Fig. 9 Technical chart of horizontal well in bottom water reservoir

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年间共实施底水油藏加密水平井21口，累计产油49.8万m³，预计增加可采储量198.4万m³，底水油藏采收率提高了5.2%。作为重点调整的馆陶组A区块，属于强底水油藏，原油黏度为22 mPa·s，油柱高度为6~14 m，2015年该区块加密4口水平井后，水平井井距由250 m缩小至120 m，单井井控储量降低至22.5万m³。截至2019年10月，4口加密井平均单井累计产油量达6.4万m³，日产油量保持在45 m³。调整后A区块综合含水率为96.2%，采出程度为40.2%，采油速度为4.9%，现井网水驱曲线法预测采收率达到58.3%，底水油藏特高含水期的二次加密调整可为类似油田开发调整提供参考。

（1）室内实验及矿场实践表明，海上底水油藏开发中后期通过大泵提液方式提高驱替倍数及驱替压差，采收率能够进一步提高15%~20%。

（2）利用水驱油规律新认识和精细油藏数值模型研究，实现了底水油藏水平井井间水驱波及系数的定量刻画。水平井井距及布井油柱高度是影响井间波及系数的主控因素，当水平井井距为200~ 250 m时，井间波及系数低于60%，具备进一步加密调整潜力。

（3）基于研究成果，建立了底水油藏井间加密调整技术图版，明确了海上底水油藏水平井加密的界限参数：水平井布井极限井距100~150 m，油柱高度6~8 m，井控储量（15~25）万m³，水平井最大提液幅度2 000 m³/d，水平井累计产油量大于5万m³。针对海上底水油藏提出了二次加密调整模式并应用于Q油田开发调整，取得了良好的效果，可为类似油田开发调整提供参考。