张磊，钟立国，郝同春，侯欣欣，李文博

1.中海石油（中国）有限公司天津分公司（天津 300459）

2.中国石油大学（北京）人工智能学院（北京 102200）

0 引言

曹妃甸油田是国内少有的大型强边底水油田，以水平井开采为主[1]。边底水油田存在天然的能量供给，在油田开发初期，往往只布置产油井进行天然能量开采。但天然能量开采后期，将面临地层压力下降，特高含水和低采油速度等问题，严重影响产液效率，为了保证油井产能稳定和钻完井作业安全，控制地层压力稳定至关重要。而由于与注水井开发方式不同，地层压力变化规律和影响因素及压力调控方法也存在差异。目前，国内学者通过公式推导、数值模拟和室内实验已初步认识了边底水油藏中井网布置、夹层发育和水体大小对开发效果的影响[2-4]，并提出相应的提液增效技术[5-7]，其中以底水稠油油藏为主[8-13]，但对于大型强边底水稀油油藏中地层压力的变化规律和主要影响因素研究较少[14-15]。

本文以曹妃甸油田某区块为例，应用数值模拟技术建立理想模型深入分析大型边底水油藏条件下，影响地层压力变化的关键因素；并设置断层、高渗区和多层组开发等复杂条件，研究其对边底水油田地层压力的影响程度。该研究得到了大型边底水油田的地层压力变化规律和调控方法，为油藏早期设计开发方案提供辅助性的依据。

1 地质背景与开发难点

曹妃甸油田位于渤海湾盆地埕宁隆起区，受基底古地貌和断裂系统影响形成披覆背斜和半背斜构造。含油层系多、纵向上含油井段长、储层沉积类型多样、河流相储层分布复杂等因素影响，导致平面和纵向上存在多套流体系统，层间能量差异大。油田主力油层含油井段长770 m，共发育85个主要含油砂体，且含油砂体分布范围大，油层厚度大，平均油层厚度大于10 m。采用单砂体水平井开发，但水平井井网部署不规则（砂体和剩余油分布），且井轨迹随着加密开发井增多而更为复杂。

从边底水类型来看，主要发育底水油藏，次为边水油藏。从驱动类型来看，主力砂体油藏主要为强边水、底水驱动。曹妃甸11-6油田表现出典型的强天然水驱油藏特征：①油田投产之后，边底水迅速突破，含水上升快，基本没有无水采油期；②砂体平面上生产特征差异大；③产量的接替主要依靠新井投产，油田进入中高含水期后含水上升减缓，油田开发效果逐渐好转；④大部分的原油在中高含水阶段采出。

根据历年压力测试资料分析（图1）：N1gⅢ上（CFD12-1-7）砂体原始地层静压13.9～14.5 MPa。目前，全区地层压力为10～12 MPa，地层压力下降了2.5～3.5 MPa，属于下降状态。N1gⅢ下（CFD12-1-7）砂体为底水油藏，原始地层压力14.5～14.8 MPa，地层压力下降0～3 MPa。目前，整个油藏的压力总体有所下降，但天然能量充足，尚未考虑人为补充能量。

图1 曹妃甸11-6油田井区地层压力

2 边底水油藏井间压力变化规律

根据曹妃甸油田地质和开发特点，分别建立理想的底水模型和边底水模型，模拟3 口平行水平井在单砂体模型中同时开采，考察不同井距、产液量、原油黏度、渗透率等因素对天然能量开采条件下地层压力的影响规律，以此挖掘影响边底水油藏中地层压力变化的主导因素。

2.1 边底水油藏影响地层压力的主因素分析

根据研究方案设计需要，建立具有背斜构造特征的理想模型为基础模型。按平行于油水界面的方式从油藏顶部向下至油水界面将油藏划分为10层，模型网格数为69×69×10=47 610 个，模型X、Y方向网格步长为20 m，Z方向网格步长为1 m。纵向上1～10层均为油层，底层或油藏边缘添加水体，模拟底水或边水，水体厚度20 m，水体半径5 km。模型顶深1 457 m，压力系数1.0，初始渗透率为1 μm2。本研究所建立的底水模型和边水模型如图2所示。

图2 边底水模型示意图

为明确日产液量、渗透率、原油黏度、井距和水体大小等影响因素对边水油藏地层压力的影响情况，制定研究方案（表1）进行数值模拟。

表1 压力分布规律研究数值模拟研究方案

在底水油藏不同因素影响下开发井处亏压和开发井与采出井之间压差数据可见，对于底水油藏，影响开发井处亏压和开发井与采出井之间压差因素按大小次序依次为：产液量→原油黏度、水体大小、井距→渗透率→油层厚度、油井长度和避水高度。

曹妃甸11-6 油田中采出井日产液量可达数千立方米，对于原油黏度较大，边底水能量不足的油组，地层压力迅速下降（图3）。地层压力较地层原始压力低0.4～2.35 MPa，实际生产条件下，地层压力可能更低。

但是，在教学过程中，学生对中药标本利用率不高，存在以下问题：（1）不能较好地保管中药实物，因为中药固有的自然属性，学生不知道怎么保存，常有学生课上用完、课后就扔；（2）有的学生虽然将实物保存起来，但因保存方法不对，很快就会变质，加之学生嫌脏怕麻烦，课余时间也很少拿出来用；（3）在课后复习时学生也常拿出实物使用，但由于缺乏好的学习方法，常常看过即忘，学习效果不佳。

图3 底水油藏在不同条件下地层压力分布情况

边水油藏，影响调整井处亏压和调整井与采出井之间压差因素按大小次序依次为：原油黏度→渗透率→产液量→井距→水体大小（图4）。

图4 边水油藏在不同条件下地层压力分布情况

曹妃甸11-1 和曹妃甸11-6 油田中部分油组的原油黏度较大，边水油藏开发时，地层能量严重亏空。在实际开发中，应考虑布置注水井或采出井转注，补充地层能量（图5）。

图5 五井边水模型中PRO3井转注时各点压力变化

2.2 复杂生产条件下井间压力变化规律

2.2.1 多层组开发条件下的压力分布规律

曹妃甸11-6油田由于含油层系多、纵向上含油井段长、储层沉积类型多样、河流相储层分布复杂等因素影响，导致平面和纵向上存在多套流体系统，尤其是明化镇组曲流河沉积储层，表现为“一砂一藏”的特点。在层组共同开发的过程中，各层能量不同，地层压力水平不同，当开发井钻遇不同层组时，可能受到欠压与超压共同影响。

制作了多层组油藏数值模拟，研究方案见表2，多层组油藏示意图如图6 所示，图中第一层为强底水油藏，地层能量比较稳定；第二层为强边水油藏，距离边水越近的位置能量越充足；第三层位弱边水油藏，边水无法波及到油藏中部，该层布置一口注水井补充地层能量。

表2 多层组油藏数值模型参数

图6 多层组油藏示意图和数值模型

数值模拟结果表明（图7～图9）：①对比中部地层无边水、弱边水和有注水井时，注水井可为地层提供充足的能量，使地层保持较高压力水平且地层压力缓慢上升，边水的供液能力较差，无法保持地层高压力；②原油黏度越低，渗透率越大，开发井所在位置的压力水平越高；③层间距越大，开发井所在位置地层压力越低。

图7 中下部地层在不同能量开发时开发井处压力变化曲线

图8 不同层间距时下部地层中开发井处压力变化曲线

分别采取断层与边水平行和垂直两种情况模拟封闭断层遮挡（图10），流线分析表明断层起到很好的“遮挡”作用，使断层附近的边底水供液不足。并导致靠近断层附近的地层压力低，随着开采时间延长，地层含水不断降低，油井与断层中部的地层压力亏空严重，断层的影响不断增强（图11）。

图10 含断层的多层组模型

图11 封闭断层底水开发压力场分布

断层与边水垂直时，断层的影响使得水体的供应能力下降，但并未丧失供液能力，故地层压力有所下降。而当断层与边水平行时，直接截断了边水供应，使得地层中无任何能量供给，地层压力下降非常严重（图12）。

图12 有无断层时开发井处压力变化曲线

3 结论

1）大型边底水油藏水体充足，可在生产前期补充地层能量，保持油藏稳定高产，但见水快，含水高，后期地层压力亏损速度增加。需要增加注水井提高地层压力；产液量和原油黏度对地层压力变化影响较大，调控产液量即可改善地层压力。

2）在强边底水油藏中，开发参数直接影响地层压力变化速度，产液量、原油黏度和井距对地层压力变化影响较大，开发井设计和参数优化需要适应油藏条件，减缓地层压力下降速度。

3）对于纯边水油层和有高产井的油层，地层压力下降很快，需要考虑增加注水井补充地层能量，提高产油能力。

4）边水油藏中的断层会有效遮挡边水供给，削减边水供给能力；底水油藏中的断层对底水供应能力无影响。

5）曹妃甸油田具有水体复杂、含油层系多的特点，在多层组共同开发时，边底水类型不同会导致各层组地层压力差异较大。在实际开发过程中，可能严重影响钻完井作业安全。