由于海上稠油的开发成本高、风险大，在油藏地质和工程方面都难以满足陆地油田热力采油条件，如何实现高效、快速开发是目前海上石油工程的迫切难题^[1]。X油藏位于南海珠江口盆地东部，为海相砂岩稠油油藏，夹层分布复杂，底水能量强，具有刚性驱动特征。与常规油藏相比，强底水稠油油藏存在油井见水早、无水采油期短、含水上升快、采油成本高、经济效益低等一系列的生产问题，导致油藏采收率普遍偏低^[2]。在相同产量条件下，水平井相较于直井，其油藏接触面积更大，所需的生产压差更小，能够在一定程度上减缓底水上升速度，但由于地层各向异性及非均质性影响，强底水在地层阻力小的地段容易见水突破，造成水平井快速水淹^[3-4]。

为高效开发此类油藏，学者们已进行了大量的研究。在开发技术政策方面，谢明英等^[5]介绍了海相强水驱疏松砂岩稠油油藏开发中的问题及实践对策，张运来等^[6]提出了“纵向分层系、平面变井网、水平井挖潜”的海上河流相稠油油田高效开发模式；波及系数是影响油田开发效果的重要指标，沈非等^[7]、刘翀等^[8]分别推导了适用于普通稠油油藏面积注水开发的反九点井网水驱波及系数计算公式，张吉磊等^[9]提出了扩大底水稠油油藏转注井注水波及体积的“置胶成坝”方法；上述研究工作为进一步认识此类油藏及开发实践提供了理论基础。

物理模拟实验可通过反复观察，客观反映一定条件下的油水运动规律，针对底水稠油油藏的波及规律，往往最关注的是夹层分布^[10-11]和水脊形态^[12-13]。国内外学者也进行了大量的实验研究，Permadi等^[14]、Dou等^[15]分别采用二维可视化物理模拟装置研究了夹层对水平井见水位置、见水时间、含水上升速率及采收率的影响；Modaresghazani等^[16]通过海相砂岩岩心驱油实验，测定了稠油/水/气三相相对渗透率；刘莉等^[17]、刘欣颖等^[18]、刘佳等^[19]分别研究了在底水锥进过程中水脊的形成和上升形态；张伟等^[20]将水驱倍数由常规的30 PV增至2000 PV，提出高倍数水驱使稠油油藏的物性发生转变，能显著提高驱油效率。上述实验结果表明：原油黏度影响驱油效率，而夹层分布对底水具有一定的遮挡作用，能够抑制底水锥进，二者是影响水平井波及系数和采收率的重要因素。

在上述实验研究中，多以稀油油藏为主，且刻画的是二维水驱波及规律，而针对强底水油藏，水平井开发表现为油水在地层中的三维、大尺度流动特征，目前能有效反映和对比稠油、稀油水脊形态特征的物理模拟实验尚且较少，现有的常规实验规范无法准确地描述此类油藏的波及规律。由此，基于南海东部X稠油油藏参数，设计并开展强底水稠油油藏水平井三维波及物理模拟实验，综合分析原油黏度、不同夹层范围对于水脊形态和波及系数的影响，旨在半定量分析底水稠油油藏与稀油油藏波及规律的异同，进一步为水平井合理井距的确定、井网加密调整提供理论基础。

强底水稠油油藏水平井三维水驱物理模拟实验装置主体部分为：三维可视化装置、底水供给装置和计量装置。实验整体装置如图 1所示，其中：

图 1

Fig. 1

下载原图 图 1 强底水稠油油藏水平井三维水驱物理模拟实验装置 Fig. 1 3-D water flooding physical simulation experiment device of horizontal well in heavy oil reservoir with strong bottom water

(1) 底水供给装置。由进液罐、气罐、水泵及连接管线组成。水泵采用HAS-200型恒压恒速泵。气罐进气提供水泵抽吸、排出液体的压力，亦用于水泵的流量控制。同时，为了模拟实际油藏强底水能量，采用双水泵并联联合供给。底水采用黑色墨水染色的蒸馏水，以便观察三维水脊形态。

(2) 三维可视化装置。由5面钢板和1面有机玻璃组成，尺寸为100 cm×30 cm×20 cm，内部填充玻璃珠模拟储层。用特制的不锈钢管模拟水平井，采用射孔完井的方式，将水平井置于模型上部可视面中间，以便于观察。

(3) 计量装置。由1台数字摄像设备、秒表、量筒以及管线组成，用于实时测量采出液体的量。

强底水稠油油藏水平井三维水驱物理模拟实验装置参数见表 1。

表 1(Table 1)

表 1 强底水稠油油藏水平井三维水驱物理模拟实验设置参数 Table 1 3-D physical simulation experimental parameters of horizontal well in heavy oil reservoir with strong bottom water 实验参数 参数大小 实验参数 参数大小 井径/mm 10.00 油藏宽度/cm 30.00 采油速度/% 2.00 孔隙度/% 40.00 油水密度比 0.82 渗透率/mD 2 000.00 油藏厚度/cm 20.00 原油黏度/(mPa·s) 52.60 油藏长度/cm 100.00 流度比 0.02

下载CSV 表 1 强底水稠油油藏水平井三维水驱物理模拟实验设置参数 Table 1 3-D physical simulation experimental parameters of horizontal well in heavy oil reservoir with strong bottom water

原油黏度和夹层范围大小是本实验设计的主控因素，其中夹层类型考虑为不渗透型夹层，选用模拟夹层的材质为不渗透有机塑料板，设计实验流程如下，实验方案设计见图 2，其相关参数见表 2。

图 2

Fig. 2

下载原图 图 2 实验方案设计示意图 Fig. 2 Schematic diagram of experimental scheme

表 2(Table 2)

表 2 实验方案参数 Table 2 Parameters of experimental scheme 方案序号 原油黏度/(mPa·s) 水平井长度/cm 水平井距油水界面距离/cm 夹层类型 夹层长度/cm 夹层距油水界面距离/cm 1 52.6 40 15 2 5.0 40 15 3 52.6 40 15 小范围夹层 20 10 4 52.6 40 15 大范围夹层 60 10

下载CSV 表 2 实验方案参数 Table 2 Parameters of experimental scheme

(1) 油样准备。稠油油样取自X稠油油藏油层条件下原油黏度52.6 mPa·s的地层原油，稀油油样采用机油与煤油按1:2的比例配置黏度为5 mPa·s的混合油，根据实验要求将二者使用苏丹红染色剂进行染色；

(2) 将0.180 mm的玻璃珠填充以模拟地层的多孔介质，采用油与玻璃珠混合均匀后填入实验装置，并用木板压实，保证模型中多孔介质充分且均匀饱和模拟油；

(3) 如需设置夹层在相应位置铺设，待模型填充完毕后，保证水平段水平，密封模型；

(4) 打开气泵和两台并联水泵，为了保证实验中底水的强度，设置0.7 Mpa恒定压差输出黑色墨水染色的蒸馏水，使底水持续稳定供给到模型中，保持地层压力，模拟生产；

(5) 用秒表和量筒记录不同时刻的总产液量，静置后量取油量和水量，每2 min记录一次。

(1) 水脊形态表征

将水脊形态按照沿井筒方向和垂直井筒方向分别进行表征。本实验在三维可视化装置的正面安装一台摄像机，可直接记录沿井筒方向的水脊形态，而针对垂直井筒方向水脊形态的刻画，后期采用测量不同深度处的水脊上升高度进行反推。同时为对水脊形态作半定量刻画，将沿井筒方向水脊形态用梯形近似表征，垂直井筒方向水脊形态用三角形近似表征(图 3)。通过测量不同时刻沿井筒方向底水波及长度l，垂直井筒方向底水波及长度d及水脊上升高度h来反映水脊上升形态随时间的变化规律。

图 3

Fig. 3

下载原图 图 3 水脊形态表征示意图 Fig. 3 Schematic diagram of water cresting characterization

(2) 波及系数表征

油藏水驱波及系数定义为油藏底水波及体积与油藏总体积的比值

式中：E_V为油藏水驱波及系数；V_波及为底水波及体积，cm³；V_总为油藏总体积，cm³。

底水波及体积需要通过计量出的累产油量进行反推，累产油量等于底水波及范围内驱替出的可动油量，由此得到底水波及体积的计算式

式中：N_P为累产油量(实验过程中计量获得)，g；${\overline {{S_w}} }$为平均含水饱和度(实验过程中由电阻率测试获得)，%；S_wi为束缚水饱和度(初始条件下由电阻率测试获得)，%；B_oi为体积系数；ρ_o为原油密度，g/cm³；ϕ为孔隙度，%。

式中：L_长，L_宽，L_高分别为油藏的长度、宽度和高度，cm。

将式(2)和式(3)代入式(1)，即可得到油藏水驱波及系数。

基于上述公式，按照设计实验流程可定量计算出水驱波及体积，从而得到不同时刻稠油和稀油油藏的波及系数。

(1) 稠油与稀油油藏水脊形态对比

图 4展示了均质强底水条件下第1组52.6 mPa·s稠油和第2组5 mPa·s稀油不同时刻的水脊上升规律，图中“黄线”为实验结果勾画出的水脊形态。其中稠油水脊形态变化为局部锥进—局部见水—局部上托—围绕见水点拓展，即“先锥后托”模式；稀油水脊形态变化为均匀上托—突破缓慢—跟端先见水，即“均匀波及”模式。此外，稠油水驱存在明显的油水过渡带，沿程波及范围窄，见水突破之后波及范围增大的趋势较缓；稀油水驱虽突破缓慢，但驱油效率更高，底水波及范围大，呈均匀上托趋势。

图 4

Fig. 4

下载原图 图 4 稠油与稀油油藏不同时刻水脊形态对比 Fig. 4 Comparison of water cresting characterization between heavy oil and light oil at different time

另一方面，对于强底水稠油油藏，见水点受水平井沿程非均质性的影响较大。尽管在实验填砂过程中尽可能充分压实模拟均质地层，但无法排除存在某一高渗条带，稠油油藏增大了非均质局部见水的风险。因此，稠油油藏水驱应关注水平井沿程非均质性，堵水、分段采油、变密度射孔等是提高波及系数的关键措施。

(2) 稠油与稀油油藏波及规律定量表征分析

整理所测得的稠油和稀油的实验数据，可以得到含水率、采出程度随时间的变化规律对比(图 5)和波及系数随时间的变化规律对比(图 6)。分析图 5、图 6可知，(1)稠油油藏缺少无水采油期，而稀油油藏无水采油期较长，且在相同生产周期稠油油藏的含水率高于稀油油藏，即黏度越大，含水率上升越快，且由于稠油油藏先锥后托的水脊特征，其波及体积明显小于稀油油藏，采出程度较低；(2)在高含水后期阶段，稠油油藏波及系数增加较慢趋于平缓，而采出程度上升较快，造成这一现象的原因在于稠油存在油水过渡带，由于稠油油藏的非活塞性驱替更明显，导致过渡带中富含剩余油，水驱冲刷将此部分的剩余油驱替出来。由此可见，开发后期稠油油藏的波及范围提高有限，提高产量的重点应放在波及范围内油水过渡带中的剩余油，可采用大排量提液措施，冲刷过渡带中的剩余油。

图 5

Fig. 5

下载原图 图 5 稠油与稀油油藏含水率及采出程度对比 Fig. 5 Comparison of water cut and recovery degree between heavy oil and light oil

图 6

Fig. 6

下载原图 图 6 稠油与稀油油藏波及系数对比 Fig. 6 Comparison of sweep efficiency between heavy oil and light oil

(1) 稠油油藏不同夹层范围水脊形态对比

图 7为第3组含1/2水平段长度夹层的水驱波及水脊形态实验，不同于前文所述无夹层均质稠油油藏“先锥后托”的波及特征，本组实验呈现出先均匀上托，在夹层两端出现双峰绕流，后出现水锥突破且沿见水点扩大波及的特征，近似于底水—次生边水混合驱模式。

图 7

Fig. 7

下载原图 图 7 1/2水平段长度夹层不同时刻水脊形态 Fig. 7 Water cresting characterization of interlayer with 1/2 horizontal section length at different time

图 8为第4组含3/2水平段长度夹层的水驱波及水脊形态实验，水驱特征表现为先均匀上托，然后夹层有效改变底水上升路径，使底水绕流在夹层两侧水线上升较快，绕流后形成大量次生边水，近似于次生边水驱模式，沿井筒方向波及范围增大幅度较大，且在夹层下部出现明显的“屋檐油”。

图 8

Fig. 8

下载原图 图 8 3/2水平段长度夹层不同时刻水脊形态 Fig. 8 Water cresting characterization of interlayer with3/2 horizontal section length at different time

驱替实验完成后，将装置拆开，按照不同深度将其剖开，观察内部多个深度的水脊形态，短夹层与长夹层不同深度剖面水脊形状对比如图 9所示，图中“蓝线”即为水平井位置。分析实验结果，发现短夹层的水脊现象较长夹层的水脊现象更明显，即长夹层更能有效抑制底水锥进。此外，短夹层残余油主要集中在上部[图 9 (a)]，波及范围较窄，波及系数较小；长夹层中下部残余油较多[图 9 (b)]，波及范围较宽，波及系数较大。

图 9

Fig. 9

下载原图 图 9 短夹层与长夹层不同深度剖面水脊形状对比 Fig. 9 Comparison of water cresting characterization in profiles at different depth between short interlayer and long interlayer

根据刮开不同深度处的水脊形态，可反推出最后时刻垂直井筒方向的水脊形态[图 10]。1/2水平段长度夹层和3/2水平段长度夹层下部均完全波及，为装置宽度30 cm，水脊高部位与水平井位置齐平，高18 cm，但相较于1/2水平段长度夹层方案中“抛物线”弧度形态，3/2倍水平段长度夹层的实验方案上部水脊形态较窄，呈上窄下宽的弧度形态。

图 10

Fig. 10

下载原图 图 10 短夹层与长夹层驱替结束时刻垂直井筒方向水脊形态对比 Fig. 10 Comparison of water cresting characterization in vertical wellbore direction at the end of displacement between short interlayer and long interlayer

(2) 稠油油藏不同夹层范围波及规律定量表征

不同夹层方案含水率及波及系数对比见图 11，分析可知：无夹层方案见水时间最早，含1/2水平井长度夹层方案次之，含3/2水平井长度夹层方案见水最慢，无水采油期最长，说明大范围夹层能够有效抑制含水率上升；无夹层方案波及系数最低，含1/2水平井长度夹层方案次之，含3/2水平井长度夹层方案波及系数最大，即夹层的存在会抑制底水锥进，从而使得波及系数增加，且随着夹层长度增加，抑制底水锥进的效果越好，波及系数越大。

图 11

Fig. 11

下载原图 图 11 不同夹层方案含水率及波及系数对比 Fig. 11 Comparison of water cut and sweep efficiency under different interlayer conditions

(1) 通过观察稠油与稀油油藏水脊形态变化可知，稠油油藏水脊变化过程为局部锥进—局部见水—局部上托—围绕见水点拓展，稀油油藏为底水均匀上托，无明显水脊水锥；针对稠油油藏高含水阶段，开发后期波及范围增大有限，可采用大排量提液措施，冲刷在波及区油水过渡带中的剩余油以提高采收率。

(2) 对于强底水稠油油藏，见水点受水平井沿程非均质性的影响较大，稠油油藏增大了非均质局部见水的风险，因此稠油油藏水驱应关注水平井沿程非均质性，堵水、分段采油、变密度射孔等均是提高波及系数的关键措施。

(3) 对于强底水含夹层稠油油藏水平井开发，小范围夹层底部剩余油较少；大范围夹层易发生底水绕流形成次生边水，沿井筒方向波及范围提高幅度较大，但夹层下部残存大量剩余油，表现为“屋檐油”，这是下一步剩余油挖潜的重点。