海上油田水平井与垂直井组合式井网中水平段间干扰机制与规律研究

这对海上石油为何重要

采油数十年的海上油田面临一个顽固的问题：易采的油已经大部分被采出，但仍有大量石油以难以触及的形态滞留在岩石空隙中。在中国渤海，工程师通过垂直井与长水平井组合的井网注水驱油以提高采收率。然而，随着油田老化、产出流体几乎全部为水，判断剩余油位置变得既冒险又昂贵。本文通过精心缩放的实验室模型与数值模拟，揭示了水平井各段之间如何相互干扰、这种干扰如何决定剩余油的分布，以及如何据此设计井位以更有效地采回剩余油。

注水如何影响最后一滴油

研究聚焦于渤海某块实测的重油油藏，该油藏已进入“超高含水”阶段，即产出流体中水占比超过90%。在这种情况下，从注入井注入的水在地下形成复杂流动通道将油推向产井。由于岩石的渗流能力存在差异，水优先通过高渗透带并可能快速前冲，使较紧致地层中的油被残留。将水平井与垂直或定向井结合时，长水平井的不同段位于具有不同流动特性的层位，这些段之间会相互夺取压力和流量。研究旨在厘清这些段间干扰如何控制剩余油的空间分布。

构建一个缩小的海上油藏模型

为捕捉该类行为，团队基于称为QHD32-6的渤海地块的几何和岩性特征构建了三维物理模型。他们装配了一个60 cm × 60 cm × 10 cm的试件板，填入代表低、中、高渗透率层位的岩心，并嵌入水平井与垂直井。先后用水和模拟实油的重油将模型饱和后，在受控温度和流量条件下进行了注水驱油试验。布置在模型上的电阻率传感器使他们能在大量测点上追踪油水比例的变化，从而揭示各段随注水推进放油的速度和幅度。

实验与数值模拟的一致性

实验中，高渗透段放油迅速，采收率接近50%，而低渗透段则远落后，即使注入大量水也很少超过约30%的采收率。当刻意封闭最易渗段的出口时，注入水更多被迫进入中等渗透区，随后该区的采出油量显著跳升。但最致密的层位仍然被低效扫替。将该物理模型按场尺度放大后的数值模拟重现了这些模式：早期采收迅速随后减缓、强烈依赖渗透率对比，以及注入井与生产井之间的中央区残余油堆积。实验与模拟的一致性增强了使用数值模型在更多情形下探索的可信度。

剩余油藏匿的地方和原因

在模拟中通过改变岩石渗透率、层厚、含水率以及注产井之间的压差，作者识别出一些临界阈值，超过这些阈值系统行为开始恶化。如果最易流动与最难流动区的渗透率对比超过约3:1，水将压倒性地偏向高渗层，形成短路流向产井，使紧致层几乎没有流量。同样地，若段间压力对比大于大约2倍，或段间含水率差异过大，段间干扰会加剧且总体采收下降。在多种流动格局中，一个一致的图景浮现：水平段的中部——缺少自身注入源的区域——倾向于积累残余油，因为它完全依赖于从两端被推动过来的水。

用于井网设计的新衡量标准

为将这些洞见转化为实用指导，团队将物理与数值结果结合，提出了一个经验公式来计算水平井不同段的“干扰系数”。该指标将段间竞争强度与可测场参数关联起来，例如渗透率对比、含水率对比、压差和层厚。它提供了工程师一个快速评估工具，用以判断拟建井型是否能使水在所有目标层位间均匀推进，或会否留下大块未扫油饱和区。模型还指出了最能改善扫替效果的手段——例如通过定向处理减少渗透率差异、调节压差或调整哪些段保持贯通等。

对老化海上油田的意义

对非专业读者来说，核心信息是：在成熟的海上油田，挑战不在于再多钻井孔，而在于如何精细地引导水流穿过高度不均一的地下空间。研究表明，长水平井不同段之间的相互作用会帮助或阻碍这种引导。通过识别岩性、含水率和压力差的安全范围，并提供一个实用的干扰诊断公式，这项工作为作业方提供了一条利用更少新井采回被旁通油的路径。长期来看，更智能的注水设计能延长现有海上油田的有效开发期，同时减少不必要的水处理和环境影响。

引用: Kuiqian, M., Zhang, Z., Lilei, W. et al. Study on inter-segment interference mechanisms and patterns between horizontal well sections in a combined well pattern of horizontal and vertical wells in offshore oilfields. Sci Rep 16, 11583 (2026). https://doi.org/10.1038/s41598-026-41737-3

关键词: 海上油田, 水平井, 注水开发, 油藏非均质性, 剩余油