缝洞型碳酸盐岩油藏油井高含水期关井压锥技术优化

潘昭才 袁晓满 谷 雨 王俊芳 补璐璐 顾雪梅

（1.塔里木油田分公司开发事业部，新疆库尔勒 841000；2.华北油田公司采油一厂，河北任丘 062552）

缝洞型碳酸盐岩油藏油井高含水期关井压锥技术优化

潘昭才1袁晓满1谷 雨1王俊芳1补璐璐1顾雪梅2

（1.塔里木油田分公司开发事业部，新疆库尔勒 841000；2.华北油田公司采油一厂，河北任丘 062552）

针对某古潜山A区块，高含水期关井压锥指标体系不完善、部分指标确定不尽合理、细化量化程度不够等问题采用综合评判的方法，提出了新的评判指标界限：关井压锥效果评价指标3项，地质选井条件和技术参数9项，能更科学、更真实反映实际情况。分析认为在进行高含水期关井压锥时应优先选择关井压锥效果好的油井，慎重选择效果中等的油井，摈弃效果差的油井。研究方法可为同类型油藏开展高含水期关井压锥提供借鉴。

高含水期；关井压锥；选井条件；技术参数；综合评判

油井高含水期关井压锥技术在理论研究、室内实验以及矿场实践中，取得了诸多的进展和成效，但在关井压锥效果评价、地质选井条件分析和技术参数优化等方面，还存在着指标体系不完善、部分指标确定不尽合理、细化量化程度不够等方面的问题。例如在关井压锥效果评价上，原来只有有效期和增油量，没有考虑压锥期间油井关井损失的产量；在技术参数优化上，油井关井压锥后工作制度的选择，原来提出保持在前期正常生产时产液量的75%左右，但在矿场实践中，对于关井压锥效果好的油井，在井口压力恢复稳定值较高的条件下，油井生产能力较强，液量变化系数（关井压锥前后油井日产液的比值）可以大于75%；在选井条件上，原来没有单井剩余可采储量规模的标准，含水上升类型对关井压锥效果的影响不够精准；在评价指标的量化上，能够量化的单井边底水能量指标没量化等。针对上述问题和不足，笔者在对矿场高含水期关井压锥选井条件分析和技术参数优化的基础上，采用综合评判的方法，完善了该区块分类评判指标界限。

1 关井压锥机理

底水锥进是由于井底附近生产压差大于地层的水油重力差而产生［1］。

式中，Δp为生产压差，MPa；ρw、ρo分别为地层水、原油密度，g/cm3；h为从产层底至油水界面的垂直距离，m。

关井压锥的控水机理就是针对高含水期油井实行 “关井—开井”周期性生产方式［2］。对于高含水低产井或无生产能力的油井，关井停止生产以后，井底附近没有了生产压差，油水在重力作用下产生分异，水锥逐渐回落，原油不断向井底聚集；开井生产以后，油井的含水率下降，油井的生产能力恢复或提高；当油井的含水率又逐步上升，生产能力很低以后，须进入下一个周期的关井压锥。如此循环往复，直到最终关井压锥技术措施失效为止。

2 选井条件分析

2.1 单井控制剩余可采储量规模对油井关井压锥效果的影响

一方面缝洞型油藏单井控制的可采储量规模越大，油井的生产能力就越高，生产压差也就越大，水锥凸起高度也就亦大，当油井在高含水期关井压锥时，水锥回落的速度比较快，回落的幅度也比较大。另一方面，缝洞型油藏水驱油过程中的严重不均衡性，导致波及系数比较低，剩余的可采储量也比较多，这就为油井高含水期关井压锥提供了物质基础。

通过计算和对比分析看出，其平均剩余可采储量达到9.73×104t，关井压锥效果好，平均有效期225 d，平均单井次增油量1 834 t，平均单井次纯增油量1 039 t，而单井控制剩余可采储量规模小于2×104t的油井，关井压锥效果较差（见表1）。

表1 不同单井储量规模下的关井压锥效果对比

2.2 边底水能量对油井关井压锥效果的影响

单井的边底水能量越强，表明油井的水体与油体的连通性越好，边底水锥进的动力就越强，所形成的水锥高度也就越大，因而关井压锥的效果比较好，反之较差。

边底水能量强的油井，平均有效期143 d，平均单井次增油量和平均单井次纯增油量分别为1 494 t、776 t。能量中等的油井关井压锥效果次之，能量弱的油井关井压锥效果最差（见表2）。

表2 不同单井天然能量下的关井压锥效果对比

2.3 底水上升规律对油井关井压锥效果的影响

依据油井见水后生产时间与含水变化形态，把单井含水率变化划分为3种基本类型［3］，即含水台阶式上升型、含水波动式上升型、含水快速式上升型。

矿场关井压锥实践表明：这3种不同含水类型油井关井压锥效果差别较大。其中含水多台阶式上升型和宽波动式上升型关井压锥效果较好，平均单井次有效期长，单井次增油量和纯增油量较多，而含水快速式上升型油井，关井压锥效果较差（表3）。

表3 不同油井含水上升类型下的关井压锥效果对比

产生这种现象的原因，与油井所钻遇的不同缝洞系统、不同的油水分布模式密切相关。

（1）含水台阶式上升型。该类井在含水初期出现1个或多个台阶状的含水突然上升拐点，表明其所钻遇储集体往往与附近1个或多个高渗带沟通，而且高渗带之间存在致密隔挡。这种由储层与非储层间互组合而成的多个缝洞系统，在油井含水生产的过程中，致密层的存在能够对水锥的快速形成起到一定的阻隔作用，抑制油井的含水上升速度，减缓生产能力的下降。这是这种含水上升类型油井关井压锥效果较好的原因之一。

（2）含水波动式上升型。其所钻遇的缝洞系统，一般由多个缝洞体组合而成，包括横向连通、纵向连通以及复合式连通等多种分布模式［4］，其内部流体分布比较复杂，油水界面不一致，压力系统不统一，因而在油井含水生产过程中，随着不同缝洞体的开启生产，容易造成油井含水曲线“升—降—升”的变化形态。这种多储集体、多缝洞单元系统，在油井含水生产的过程中，往往在井底附近形成一个山峰状水锥，有利于油井高含水期的关井压锥取得较好效果。

（3）含水快速式上升型。这类井见水以后，油井含水连续快速上升到80%以上，甚至暴性水淹，丧失生产能力：一是油井所在的储集体通过天然的或人工的大型裂缝与下部水体连通，随着生产的持续进行，油井周围地层压力减小，底水沿着裂缝快速窜入到井底，迅速占据了原油的流动通道，油井生产能力迅速下降，该类型水体为线性窜进，关井压锥效果不明显；二是对于溶洞发育的储集类型，水驱油几乎是以活塞式方式推进，当油水界面抬升到生产井底以后，油井含水快速上升，这种井高含水以后，在井底油水界面呈近似水平状态，水锥高度很小，甚至无水锥，关井压锥的效果较差；三是对于原始油水界面已在井底附近的油井，投产时含水比较高，随着生产的继续进行，油井含水也快速上升。这种类型的油井关井压锥效果也不好。

2.4 生产层段离油水界面的距离对油井关井压锥效果的影响

当油井主产层在动态油水界面以上，且油水界面离产层段的距离越近，水锥形成的时间越早，水锥成长的速度就越快，水锥的形态越陡，当油井高含水关井后，在油水重力差异作用下，水锥回落的速度幅度比较大，关井压锥的效果比较好。当油水界面升至生产层段以上后，储集体基本水淹，也就不存在水锥，因而关井压锥的效果明显变差。

2.5 前期缩嘴压锥或控液压锥是否有效对油井关井压锥效果的影响

关井压锥与缩嘴或控液压锥的原理相同，均是通过减小生产压差，使油水在重力作用下重新分异。但缩嘴或控液压锥是通过减小产液能力而减小了油井的生产压差，而关井压锥，油井不生产，也无生产压差，压差减少的幅度更大。缩嘴或控液压锥一般是在中低含水期进行，以控制油井的含水快速上升为主，而关井压锥是在油井高含水期进行，以恢复或提高油井的生产能力为主。矿场实践表明：缩嘴或控液压锥有效的油井，在油水界面抬升至生产层段以前，关井压锥一般都有效。

3 技术参数优化

3.1 关井时机

油井进入高含水期时进行关井压锥效果明显，主要原因为：（1）高含水期含水上升速度逐渐趋于平缓，油井的生产能力已经降得很低，此时关井压锥对油井的产量影响小；同时，在矿场实践中可以看到，无论是台阶式上升型或是波动式上升型，在初期含水快速上升一段以后，随后进入含水率上升相对缓慢阶段，而且这个阶段生产时间较长，较多的剩余油要在此时期采出，因此，关井压锥时机选在油井高含水期较为适宜；（2）进入高含水期，油水界面距离生产井底较近，油井的水锥高度较大，关井压锥后水锥的回落速度亦较快；数值模拟结果表明［5］：生产30 d时，水锥高度只有3 m，关井30 d后水锥高度仅下降了1.1 m ；而生产330 d时，水锥高度高达59 m，同样关井30 d，水锥高度下降幅度较大，为12 m，因此，关井压锥的时间不宜太早，也不宜太晚，最佳时机应该是水锥接近生产井底时，此时关井压锥效果较为明显；（3）矿场实践表明：高含水期油井关井压锥效果比较好。根据22口井77个关井压锥井次得出含水率与单井次增油量的关系如图1。

图1 关井压锥含水率与增油量的关系

图1存在2个明显的界面。首先是油井含水率大于70%时，单井次增油量的点分布集中，占90%以上。因此，油井含水率大于70%可作为关井压锥的最低含水率界限。其次当油井含水率大于80%时，不但单井次增油量的点分布更为密集，占比高达80%左右，并且在横轴上呈宽带状分布，反映部分井次增油量有逐渐增大的趋势。16口井42个关井压锥井次含水率与单井次纯增油量关系，也表明了这样的趋势（见图2）。因此，含水率大于80%可作为油井关井压锥的较佳含水界限。

图2 关井压锥含水率与纯增油量的关系

3.2 关井时间

地层的油水重力差是底水油井压锥的动力，不同油井地层物性参数以及水锥高度不同，关井压锥后水锥回落到油水界面的时间则不同。关井时间越长，水锥回落的高度就越大，对控水更有利。但关井时间太长，会影响油井的生产时效。关井时间太短，水锥回落的高度较小，也不利于控制油井底水的锥井。数值模拟结果表明［5］：在关井初期，水锥消退得比较快，后期水锥消退速度逐步减缓；关井时间越长，水锥消退得越快，开井生产的效果也就越好。因此，要在关井时间和产量之间找到开采效果的平衡点，既能在一定程度上抑制水锥，又能保持较好的生产时效。由于无法准确计算水锥回落的高度和速度，所以无法定量掌握关井的时间，但在矿场关井压锥实施过程中，可以根据油井历次关井压锥效果摸索其合理的关井时间。相对合理的关井时间，一般应满足2个基本条件：一是油井关井压锥的效果好、有效期长、增油量多，特别是单井次纯增油量多；二是油井关井压锥以后，当井口压力恢复到基本平稳时，反映地下油水分异作用大体结束。

图3为16口井42个井次纯增油量与关井时间的关系，当关井时间大于50 d以上时，单井次纯增油点分布较为密集，并且横向上呈宽带状分布，反映部分井次纯增油量呈递增的趋势。因此，关井时间大于50 d以上可作为最低关井时间。

图3 关井时间与纯增油量关系

图4为17口井43个井次纯增油与井口压力恢复最大值的关系。可以看出，部分井次随着井口压力恢复值的增大，单井次纯增油量亦有增高的趋势；井口压力恢复值大于12 MPa小于15 MPa时，单井次纯增油量点分布较多，而且在横轴上呈现条带状分布。该结果说明：油井关井以后，当井口压力恢复逐渐趋于稳定，并且稳定值较高时，有利于地下油水分异作用较为充分地进行，以使井筒周围集聚较多的原油，提高油井的生产能力。

图4 井口压力稳定值与纯增油量关系

例如A井，第1和第4轮次关井压锥时间相对较长，井口压力恢复的稳定值较高，分别为12.5 MPa、13.0 MPa，在其他条件相近的条件下，有效期176～231 d，单井次增油量 3 182～3 630 t，单井次纯增油量2 167～3 318 t，而第2、第3轮次关井时间较短，井口压力恢复值较小，有效期短、增油量小，甚至纯增油量为负值 （见表4） 。

表4 A井井口压力恢复值与关井压锥效果对比

关井压锥效果较好的油井，关井时间相对较短，井口压力恢复的稳定值也较高，说明油水分异速度越快，井口压力恢复的稳定值越高，与关井压锥效果呈正相关。反之亦然（见表5）。

表5 A区块井口压力恢复值和液量变化系数与关井压锥效果对比

3.3 开井工作制度

油井关井压锥后开井生产，工作制度过大，会造成底水的再次迅速上升，加剧油井水淹；而开井工作制度太小会影响生产时效。因此，开井工作制度应控制在较为合理的范围。由矿场17口井43个井次液量变化系数和单井次纯增油量关系（见图5）看出：（1）随着液量变化系数的提高，单井次纯增油量有增大的趋势，说明关井压锥后开井工作制度对增产效果较为敏感；（2）当液量变化系数大于0.8时，单井次纯增油量在横轴方向上呈宽带状分布，反映部分井次纯增油量亦有增加的趋势，因此，开井时油井的产液量至少应保持在前期正常生产时的80%以上。

图5 液量变化系数与纯增油量关系

4 各项指标综合评判

在前述分析的基础上，采用综合评判的方法进一步完善了A区块关井压锥效果评价指标 （见表6）。

表6 A区块关井压锥综合评判指标界限

综合评判指标共有12项，其中效果评价指标3项，包括有效期、增油量和纯增油量［6］。选井条件5项，分别为单井天然能量、单井剩余可采储量、油井含水上升类型、中低含水期缩嘴或控液压锥效果以及生产层段离油水界面距离。技术参数优化设计4项，包括关井时油井含水界限、关井时间、井口压力恢复稳定值和液量变化系数。

5 结论

（1）今后组织实施高含水期关井压锥时，应优选条件好的油井，慎重选择条件中等的油井，摈弃条件差的油井。

（2）关井压锥优选井条件：单井剩余可采储量大于5×104t；单井天然能量强；前期含水变化为多台阶式或宽波动式上升型；中低含水期缩嘴或控液压锥效果明显、主要生产层段离油水界面远。

（3）关井压锥技术参数：关井压锥效果好的油井，油井关井压锥前较佳含水率界限应大于80%，关井时间小于80 d，井口压力恢复稳定值大于13 MPa，液量变化系数大于1.3；关井压锥效果中等的油井，关井压锥前最低含水率界限应大于70%，关井时间80～100 d，井口压力恢复稳定值 10～13 MPa，液量变化系数 1.1～1.3。

（4）关井压锥效果评价：关井压锥效果好的油井，有效期大于100 d，平均单井次增油量大于1 000 t，平均单井次纯增油量大于500 t；关井压锥效果中等的油井，有效期50～100 d，平均单井次增油量500～1 000 t，平均单井次纯增油量介于负值至500 t之间。

［1］ 史英，颜菲.缝洞型底水油藏控水压锥技术研究［J］.科技咨询，2000（5）：10，12.

［2］ 谭承军.岩溶缝洞型碳酸盐岩油藏出水井的压锥与提液［J］.试采技术，2005，26（4）：22-24.

［3］ 刘莉莉，陈小风，崔力公.塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏含水变化主要影响因素分析［J］.内蒙古石油化工，2008（2）：109-110.

［4］ 张林艳.塔河油田奥陶系缝洞型碳酸盐岩油藏的储层连通性及其油（气）水分布关系［J］.中外能源，2006，11（5）：32-35.

［5］ 荣元帅，涂兴万，刘学利.塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏关井压锥技术［J］.油气地质与采收率，2010，17（4）：97-100.

［6］ 李传亮，杨学锋.底水油藏的压锥效果分析［J］.大庆石油地质与开发，2006，25（5）：45-46.

（修改稿收到日期 2013-06-25）

Shut-in coning technique optimization in fracture-cave carbonate reservoir with bottom water

PAN Shaocai1, YUAN Xiaoman1, GU Yu1, WANG Junfang1, BU Lulu1, GU Xuemei2
（1. Exploration and Development Department,Tarim Oilfield Company,SINOPEC,Korla841000,China;2. No.1Oil Production Plant,Huabei Oilfield Company,Renqiu062552,China）

Taking a fracture-cave carbonate reservoir with bottom water in some ancient buried hill as research subject, based on analyzing shut-in coning well selection conditions of single wells in high water cut stage and optimizing technical parameter, new evaluation indexes were proposed to improve the existing evaluation indexes by adopting comprehensive evaluation method. The current index system has some problems, for example, index system is not perfect; some indicators are not unreasonably determined and quantify and refinement degree of some are insufficient. The new system is include three effect evaluation indexes for well shut-in coning and nine geological well selection conditions and technical parameters, which could be more scientific, more real to reflect the actual situation. In conclusion, oil wells that have prefect shut-in coning effect should be preferable; the moderate effects wells are carefully chose and the poor effect oil wells should be abandoned when shut-in well and coning at high water cut stage. This method could provide reference to similar block or reservoir well shut-in and coning at high water cut stage.

high-water-cut stage; shut-in coning technique; well selection conditions; technical parameter; comprehensive evaluation

潘昭才， 袁晓满， 谷雨，等. 缝洞型碳酸盐岩油藏油井高含水期关井压锥技术优化［J］. 石油钻采工艺，2013，35（4）：65-69.

TE344

：A

1000–7393（2013） 04–0065–05

潘昭才，1972年生。1996年毕业于西南石油学院采油工程专业，现从事油气田开发研究工作，高级工程师。电话：0996-2171359。E-mail：panzc-tlm@petrochina.com.cn。

〔编辑 付丽霞〕