闫正和 熊 琪 李 伟 王亚会 杨 勇 汤小龙

(中海油(中国)有限公司深圳分公司， 广东 深圳 518000)

海上强底水油藏开发过程中，受隔夹层展布规模、储层非均质性、原油黏度、油柱高度等不同因素影响，油藏不同部位底水锥进速度差异明显，流场分布规律复杂，对开发后期油藏剩余油的有效挖潜提出了严峻挑战[1-3]。提液是海上油田稳油控水的重要措施，是实现油田高速开发的重要手段之一[4]。有学者采用无因次采液采油指数曲线、油藏数值模拟、历史提液效果总结等不同方法，研究了合理的提液时机和提液幅度[5-6]，但未见通过提液进行流场重构的相关报道。此次研究是通过对强底水油藏流场的主要影响因素分析，建立流场定量表征及分级评价方法，以指导该类油藏提液有利区的优选，从而实现提高采收率的目的。

1 流场影响因素分析

海上强底水油藏多采用水平井开发，影响提液潜力和流场的主要因素有：隔夹层、黏度、油柱高度、水脊半径及井距、非均质性等。综合精细油藏数值模拟方法与油藏工程方法，采用Eclipse油藏数值模拟软件，开展影响流场重构的主控因素分析，给出地下油水运移关系的定性及半定量认识，明确流场重构方向，为开展流场重构和提液奠定基础。

1.1 隔夹层

应用油藏数值模拟方法，建立不同隔夹层分布模式机理模型(见图1)。进而分析隔夹层类型、位置、渗透性、展布规模等不同分布模式对剩余油分布和流场的影响(见图2)。

图1 不同隔夹层分布模式示意图