张天涯

（1.西安石油大学地球科学与工程学院，陕西西安 710065；2.陕西省油气成藏地质学重点实验室，陕西西安 710065）

现阶段，我国大部分陆上油田已进入特高含水率期[1-3]。特高含水率边底水油藏含水率高、日产油量低、采油速度较低、耗水量大和剩余油分散、开发效益差[4-7]。水驱开发是油田主要经济有效的开采方式，由于边底水油藏的复杂性及地质参数的适应性，提高并改善水驱技术是挖潜边底水油藏强有力的措施之一[8-11]。近年来，胜利油田通过对人工强边水驱技术提高采收率机理的研究，对废弃的断块油藏进行实验研究，发现人工强边水驱能够进一步提高采收率[12]。人工强边水驱的实质就是，通过人工注水，注入油藏边底水中驱替油，形成水驱开发油藏的过程。在剩余油研究的基础上，针对边底水油藏“局部富集”区域剩余油，应用特殊结构井和开发工艺技术实施措施挖潜取得了明显成效，但对于特高含水率边底水油藏普遍分布的剩余油如何强化水驱、改善开发效果方面研究应用存在不足。随着局部富集剩余油空间的减少，如何挖掘剩余油成为特高含水率边底水油藏改善开发效果和提高采收率的重要研究方向。如何有效动用高部位普遍存在的小规模富集剩余油，需要攻关提高采收率技术。因此，开展特高含水率边底水油藏强化水驱技术研究更为迫切。受地质条件的影响，高含水率油藏断块构造，破碎复杂，埋藏深，物性差，非均质性强，开发难度大。随着开发的深入和生产年限的延长，该油藏已进入特高含水率开发阶段。如何应用强化水驱技术改善开发效果，提高边底水油藏原油采收率具有重要的意义。

1 人工强边水驱技术

人工强边水驱技术是模拟自然水驱，在大井距注水，在储层下部大位移，在高含水率油田超高含水率期进一步注水开发，从而达到增产的目的。在广泛调研国内外相关文献基础上认为，人工强边水驱改善采收率的机理主要体现在提高驱油效率、改善波及系数和加速剩余油再聚集。

1.1 提高驱油效率机理

在油藏注水开发过程中，注水倍数与油藏某一段的注水倍数相差很大。点状驱替过水倍数的注水井图（图1a）。从图1a 中可以看出，点状注水，过水倍数随着距离水井的距离增大而减小。

图1 注水井点状和人工边水驱替过水倍数示意图Fig.1 Schematic diagram of water flooding multiples of point-like and artificial edge water flooding in water injection wells

假设一个含油条带宽度为300 m 的均质油藏分为6 000 个段，边缘外注水开发，人工边水驱替过水倍数示意图（图1b）。在水井中心地区中，水流倍数最高。离水井越远，油藏的过水倍数逐渐减小，水井之间存在弱波及区。若采用人工强边水驱，进行远距离、大排量注水，边水的推进已从“舌进”转向平行于油水边界的驱油，这大大提高了弱波及区的过水倍数，提高了油藏的驱油效率。因此，人工强边水驱可以通过提高注水开发的波及系数和过水倍数来改善驱油效率。

1.2 提高波及系数机理

边外注水驱替阻力差异小，有利于提高平面波及系数，其特点是平面扫描系数高。边内注水驱流线分布图和人工强边水驱流线分布图见图2。

图2 边内注水驱和人工强边水驱流线分布图Fig.2 Streamline distribution of internal water injection and artificial strong edge water flooding

从图2 可以看出，边内注水和油水井之间的主流线阻力较小，主流线区的流量远大于非主流线区的流量，且水线舌明显。人工强边水驱装置具有均匀的渗透阻力、均匀的流线分布和整个含油带的均匀流动，实现了含油带内的均匀推进。此外，对比图2a 和图2b 可知，实行人工强边水驱后，流线分布发生了明显的改变。在生产过程中，当人工强边水驱形成后，边水和油井之间的区域形成低压区。由于人工强边水驱带来了边水能源的补充，油井之间形成高压区，从而达到驱替常规注水开发滞留区剩余油的目的。

1.3 剩余油再聚集机理

在经历不同开发阶段后仍留在油藏地质环境中的原油称为剩余油。当油藏进入高含水率阶段后，通过研究剩余油再聚集机理，提高采油率以达到油田高效开发的目的。油藏中剩余油沿垂直方向和地层倾角方向再运移聚集规模取决于油藏中油水运移的速度差。通过分析研究得出，在常规开发下，剩余油的聚集速率与储层的渗透率和含量之间存在线性关系。随着渗透率的增加，含水率饱和度变大，剩余油成藏速度变快。应用数模分别模拟了地层倾角1°和15°时停采后剩余油再聚集运移情况，地层倾角1°和15°时停采10 年后剩余油变化对比情况见图3。从图3 可以看出，在停采时间相同的情况下，倾角大的油藏更有利于在高部位形成相对富集的剩余油。综上所述，人工强边水驱提高采收率的机理以提高驱油效率、提高波及系数和加速剩余油再聚集三方面为主。通过三个机理的相互作用，能够改善高含水率油藏的开发效果。

图3 地层倾角1°和15°时停采10 年后剩余油变化对比图Fig.3 Comparison of remaining oil changes after 10-year suspension of production at formation dips of 1° and 15°

2 人工强边水驱技术敏感因素分析

2.1 地层倾角

地层倾角是影响人工强边水驱开发效果的主要因素之一。地层倾角决定了水驱开发过程中的重力作用大小。在基础方案的基础上，分别设置储层倾角为0°、10°、15°和30°四个方案，对比储层倾角对水驱开发效果的影响，不同储层倾角下采收率对比见图4。从图4可以看出，随着地层倾角的不断增加，储层的最终采收率不断下降。

图4 不同储层倾角下采收率对比Fig.4 Comparison of recovery factors under different reservoir dip angles

在相同的边水强度下，储层倾角越大，边水驱替原油需要克服的重力作用越大，有效驱替压差越小，使得最终采收率越小。

通过改变人工强边水驱的强度，模拟不同地层倾角的储层来提高采收率的幅度，不同储层倾角提高采收率幅度情况见图5。从图5 可以看出，地层倾角越大，人工强边水驱提高采收率的幅度越大。

图5 不同储层倾角提高采收率幅度对比Fig.5 Comparison of enhanced oil recovery amplitude with different reservoir dips

2.2 储层因素

储层厚度、地层倾角、最大含油条带宽度和最小含油条带宽度之间的关系为：

式中：L-最小含油条带宽度，m；W-最大含油条带宽度，m；d0-储层厚度，m；θ-地层倾角，°。

在此基础上，分别设置储层厚度为2 m、4 m、6 m、8 m、10 m 五个方案对比储层厚度对强化水驱开发效果的影响，不同储层厚度的采收率之比见图6。

图6 不同储层厚度的采收率之比Fig.6 The ratio of recovery factors for different reservoir thicknesses

由图6 可以看出，在强化水驱初期，储层厚度越大，采收率上升幅度越缓；在强化水驱后期，采收率差异不大，厚度大的储层略高于厚度小的储层。当储层厚度从2 m 增加到10 m，最终采收率无明显的差异，表明储层厚度对最终采收率无明显影响。

2.3 流体因素

2.3.1 油水黏度比 通过改变油水黏度比，模拟了流体因素对人工强边水驱开发效果的影响，不同油水黏度比下的采收率对比见图7。从图7 可以看出，地层油水黏度比对人工强边水驱影响很大。当油水黏度比大于50 时，采收率的变化逐渐平缓。因此，选择人工强边水驱的油藏最好将油水黏度比控制在50 之内。

图7 不同油水黏度比下的采收率对比Fig.7 Recovery factor comparison under different oil-water viscosity ratios

2.3.2 含油条带宽度 设置含油条带宽度为200 m、300 m、400 m、500 m、600 m 五个方案，模拟含油条带宽度对人工强边水驱开发效果的影响。不同含油条带宽度下的采收率比较情况见图8。从图8 可以发现，在强化水驱初期，含油条带宽度越窄，采收率曲线上升速度越快。在注采条件相同的情况下，随着含油条带宽度逐渐变窄，地层的能量补充越及时，单位时间内采出幅度越大。

图8 不同含油条带宽度下的采收率对比Fig.8 Comparison of recovery under different oil-bearing strip widths

2.3.3 剩余油饱和度 将含油饱和度分别设置为25%、30%、40%、50%和60%，并在不同剩余油饱和度下模拟人工强边水驱提高采收率的效果。不同剩余油饱和度下采收率对比见图9、不同剩余油饱和度下提高采收率幅度对比见图10。从图9、图10 可以发现，剩余油饱和度越高，人工强边水驱的最终采收率也更高。当剩余油饱和度为25%时，最终采收率已增加约5%，表明该油藏仍具有经济可采性。

图9 不同剩余油饱和度下采收率对比Fig.9 Comparison of recovery factor under different residual oil saturation

图10 不同剩余油饱和度下提高采收率幅度对比Fig.10 Comparison of enhanced oil recovery amplitudes under different remaining oil saturation

分析剩余油饱和度对能量储集的影响，人工边水强度相同的情况下，剩余油饱和度越高，油藏压力下降速度越慢。当剩余油饱和度为50%时，油藏的最终压力保持水平越高。因为当剩余油饱和度越高，含水率饱和度越低，水相相对渗透率越低，水窜速度越慢；反之剩余油饱和度越低，水窜速度则越快。

3 结论

（1）人工强边水驱改善采收率的机理主要体现在提高驱油效率、改善波及系数和加速剩余油再聚集。人工强边水驱通过提高注水倍数增加洗油效率，提升驱替压力梯度扩大微观孔隙剩余油动用范围来提高驱油效率。通过边外注水均阻效应保持水线均匀推进来提高水驱压力，增加纵向上小层动用程度来提高波及效率，通过注水施加额外的附加压力来加速剩余油再聚集。

（2）人工强边水驱技术是通过优化能量补充方法，将点状驱油方式转变为面状驱油方式。该水驱技术实现了中低含水率期的高效驱替和超高含水率期剩余油的有效开采，对改善复杂断块油藏的水驱采收率具有重要作用。

（3）人工强边水驱油藏开发效果主要受地层倾角、储层渗透率、油水黏度比、含油条带宽度和剩余油饱和度的影响较大。地层倾角越大，人工强边水驱对采收率的改善作用越大。含油条带的宽度越窄，采收率曲线上升速度越快；剩余油饱和度越高，人工强边水驱的最终采收率也越高。