復雜邊底水油藏地層壓力預測和調控研究

張磊，鐘立國，郝同春，侯欣欣，李文博

1.中海石油（中國）有限公司天津分公司（天津 300459）

2.中國石油大學（北京）人工智能學院（北京 102200）

0 引言

曹妃甸油田是國內少有的大型強邊底水油田，以水平井開采為主[1]。邊底水油田存在天然的能量供給，在油田開發初期，往往只布置產油井進行天然能量開采。但天然能量開采后期，將面臨地層壓力下降，特高含水和低采油速度等問題，嚴重影響產液效率，為了保證油井產能穩定和鉆完井作業安全，控制地層壓力穩定至關重要。而由于與注水井開發方式不同，地層壓力變化規律和影響因素及壓力調控方法也存在差異。目前，國內學者通過公式推導、數值模擬和室內實驗已初步認識了邊底水油藏中井網布置、夾層發育和水體大小對開發效果的影響[2-4]，并提出相應的提液增效技術[5-7]，其中以底水稠油油藏為主[8-13]，但對于大型強邊底水稀油油藏中地層壓力的變化規律和主要影響因素研究較少[14-15]。

本文以曹妃甸油田某區塊為例，應用數值模擬技術建立理想模型深入分析大型邊底水油藏條件下，影響地層壓力變化的關鍵因素；并設置斷層、高滲區和多層組開發等復雜條件，研究其對邊底水油田地層壓力的影響程度。該研究得到了大型邊底水油田的地層壓力變化規律和調控方法，為油藏早期設計開發方案提供輔助性的依據。

1 地質背景與開發難點

曹妃甸油田位于渤海灣盆地埕寧隆起區，受基底古地貌和斷裂系統影響形成披覆背斜和半背斜構造。含油層系多、縱向上含油井段長、儲層沉積類型多樣、河流相儲層分布復雜等因素影響，導致平面和縱向上存在多套流體系統，層間能量差異大。油田主力油層含油井段長770 m，共發育85個主要含油砂體，且含油砂體分布范圍大，油層厚度大，平均油層厚度大于10 m。采用單砂體水平井開發，但水平井井網部署不規則（砂體和剩余油分布），且井軌跡隨著加密開發井增多而更為復雜。

從邊底水類型來看，主要發育底水油藏，次為邊水油藏。從驅動類型來看，主力砂體油藏主要為強邊水、底水驅動。曹妃甸11-6油田表現出典型的強天然水驅油藏特征：①油田投產之后，邊底水迅速突破，含水上升快，基本沒有無水采油期；②砂體平面上生產特征差異大；③產量的接替主要依靠新井投產，油田進入中高含水期后含水上升減緩，油田開發效果逐漸好轉；④大部分的原油在中高含水階段采出。

根據歷年壓力測試資料分析（圖1）：N1gⅢ上（CFD12-1-7）砂體原始地層靜壓13.9～14.5 MPa。目前，全區地層壓力為10～12 MPa，地層壓力下降了2.5～3.5 MPa，屬于下降狀態。N1gⅢ下（CFD12-1-7）砂體為底水油藏，原始地層壓力14.5～14.8 MPa，地層壓力下降0～3 MPa。目前，整個油藏的壓力總體有所下降，但天然能量充足，尚未考慮人為補充能量。

圖1 曹妃甸11-6油田井區地層壓力

2 邊底水油藏井間壓力變化規律

根據曹妃甸油田地質和開發特點，分別建立理想的底水模型和邊底水模型，模擬3 口平行水平井在單砂體模型中同時開采，考察不同井距、產液量、原油黏度、滲透率等因素對天然能量開采條件下地層壓力的影響規律，以此挖掘影響邊底水油藏中地層壓力變化的主導因素。

2.1 邊底水油藏影響地層壓力的主因素分析

根據研究方案設計需要，建立具有背斜構造特征的理想模型為基礎模型。按平行于油水界面的方式從油藏頂部向下至油水界面將油藏劃分為10層，模型網格數為69×69×10=47 610 個，模型X、Y方向網格步長為20 m，Z方向網格步長為1 m。縱向上1～10層均為油層，底層或油藏邊緣添加水體，模擬底水或邊水，水體厚度20 m，水體半徑5 km。模型頂深1 457 m，壓力系數1.0，初始滲透率為1 μm2。本研究所建立的底水模型和邊水模型如圖2所示。

圖2 邊底水模型示意圖

為明確日產液量、滲透率、原油黏度、井距和水體大小等影響因素對邊水油藏地層壓力的影響情況，制定研究方案（表1）進行數值模擬。

表1 壓力分布規律研究數值模擬研究方案

在底水油藏不同因素影響下開發井處虧壓和開發井與采出井之間壓差數據可見，對于底水油藏，影響開發井處虧壓和開發井與采出井之間壓差因素按大小次序依次為：產液量→原油黏度、水體大小、井距→滲透率→油層厚度、油井長度和避水高度。

曹妃甸11-6 油田中采出井日產液量可達數千立方米，對于原油黏度較大，邊底水能量不足的油組，地層壓力迅速下降（圖3）。地層壓力較地層原始壓力低0.4～2.35 MPa，實際生產條件下，地層壓力可能更低。

但是，在教學過程中，學生對中藥標本利用率不高，存在以下問題：（1）不能較好地保管中藥實物，因為中藥固有的自然屬性，學生不知道怎么保存，常有學生課上用完、課后就扔；（2）有的學生雖然將實物保存起來，但因保存方法不對，很快就會變質，加之學生嫌臟怕麻煩，課余時間也很少拿出來用；（3）在課后復習時學生也常拿出實物使用，但由于缺乏好的學習方法，常常看過即忘，學習效果不佳。

圖3 底水油藏在不同條件下地層壓力分布情況

邊水油藏，影響調整井處虧壓和調整井與采出井之間壓差因素按大小次序依次為：原油黏度→滲透率→產液量→井距→水體大小（圖4）。

圖4 邊水油藏在不同條件下地層壓力分布情況

曹妃甸11-1 和曹妃甸11-6 油田中部分油組的原油黏度較大，邊水油藏開發時，地層能量嚴重虧空。在實際開發中，應考慮布置注水井或采出井轉注，補充地層能量（圖5）。

圖5 五井邊水模型中PRO3井轉注時各點壓力變化

2.2 復雜生產條件下井間壓力變化規律

2.2.1 多層組開發條件下的壓力分布規律

曹妃甸11-6油田由于含油層系多、縱向上含油井段長、儲層沉積類型多樣、河流相儲層分布復雜等因素影響，導致平面和縱向上存在多套流體系統，尤其是明化鎮組曲流河沉積儲層，表現為“一砂一藏”的特點。在層組共同開發的過程中，各層能量不同，地層壓力水平不同，當開發井鉆遇不同層組時，可能受到欠壓與超壓共同影響。

制作了多層組油藏數值模擬，研究方案見表2，多層組油藏示意圖如圖6 所示，圖中第一層為強底水油藏，地層能量比較穩定；第二層為強邊水油藏，距離邊水越近的位置能量越充足；第三層位弱邊水油藏，邊水無法波及到油藏中部，該層布置一口注水井補充地層能量。

表2 多層組油藏數值模型參數

圖6 多層組油藏示意圖和數值模型

數值模擬結果表明（圖7～圖9）：①對比中部地層無邊水、弱邊水和有注水井時，注水井可為地層提供充足的能量，使地層保持較高壓力水平且地層壓力緩慢上升，邊水的供液能力較差，無法保持地層高壓力；②原油黏度越低，滲透率越大，開發井所在位置的壓力水平越高；③層間距越大，開發井所在位置地層壓力越低。

圖7 中下部地層在不同能量開發時開發井處壓力變化曲線

圖8 不同層間距時下部地層中開發井處壓力變化曲線

分別采取斷層與邊水平行和垂直兩種情況模擬封閉斷層遮擋（圖10），流線分析表明斷層起到很好的“遮擋”作用，使斷層附近的邊底水供液不足。并導致靠近斷層附近的地層壓力低，隨著開采時間延長，地層含水不斷降低，油井與斷層中部的地層壓力虧空嚴重，斷層的影響不斷增強（圖11）。

圖10 含斷層的多層組模型

圖11 封閉斷層底水開發壓力場分布

斷層與邊水垂直時，斷層的影響使得水體的供應能力下降，但并未喪失供液能力，故地層壓力有所下降。而當斷層與邊水平行時，直接截斷了邊水供應，使得地層中無任何能量供給，地層壓力下降非常嚴重（圖12）。

圖12 有無斷層時開發井處壓力變化曲線

3 結論

1）大型邊底水油藏水體充足，可在生產前期補充地層能量，保持油藏穩定高產，但見水快，含水高，后期地層壓力虧損速度增加。需要增加注水井提高地層壓力；產液量和原油黏度對地層壓力變化影響較大，調控產液量即可改善地層壓力。

2）在強邊底水油藏中，開發參數直接影響地層壓力變化速度，產液量、原油黏度和井距對地層壓力變化影響較大，開發井設計和參數優化需要適應油藏條件，減緩地層壓力下降速度。

3）對于純邊水油層和有高產井的油層，地層壓力下降很快，需要考慮增加注水井補充地層能量，提高產油能力。

4）邊水油藏中的斷層會有效遮擋邊水供給，削減邊水供給能力；底水油藏中的斷層對底水供應能力無影響。

5）曹妃甸油田具有水體復雜、含油層系多的特點，在多層組共同開發時，邊底水類型不同會導致各層組地層壓力差異較大。在實際開發過程中，可能嚴重影響鉆完井作業安全。