巨厚状底水油藏特高含水期开发模式研究

张玉梅

摘要：欢17块大凌河油藏是一个具有气顶、底水的巨厚块状砂岩油藏。针对油藏底水锥进造成油层水淹程度严重的开采状况，通过开展精细油藏描述、油藏注水开发阶段综合效果评价，借助水锥物理模拟研究、水锥数值模拟研究等，对底水油藏水锥起降规律进行研究，预测压水锥的最佳时间;根据对油藏的数值模拟，拟合生产历史，分析各小层剩余油分布规律，从而实现区块现有技术下的最大限度开发。

关键词：巨厚;气顶;底水锥进;压水脊;水锥起降规律;压脊时间

前言

欢17块（大）1979年投入开发，经过多年的注水开发，2001年7月开始采油速度低于0.5%，2002年5月开始低于0.3%，到2007年4月年采油速度只有0.23%，可采储量采出程度已经达到97.4%，综合含水94.0%，受隔层厚度小、砂体发育不稳定，底水锥进，无配套堵水措施影响，区块挖潜难度大，为了寻找改善开发效果途径，重新对油藏进行了精细地质研究，并开展了压水锥试验，以期望达到二次开发的目的。

1.油藏地质特征

欢17块地理位置上位于辽宁省凌海市八千乡，构造上处于辽河断陷西部凹陷西斜坡欢西油田中台阶的东部，其南部有边界断层与锦16块分开，北部与锦7块隔断层相望，西部与锦98块相毗邻，东部穿越大凌河与欢采相接壤。主要目的层为下第三系沙河街组沙三中段的大凌河油层。该块是一个具有气顶、边底水的巨厚块状砂岩油气藏，上报含油面积2.15Km2，石油地质储量568×104t;含气面积1.3Km²，天然气地质储量10.09×10⁸m³。

欢17块大凌河油层为一套浊流沉积砂体，具有较宽的供给水道，物源丰富重力流强度大，冲刷力强，而且经过多次洪水事件后，往往是后一次流体将前一次沉积物的上面部分冲走，形成无泥岩隔层的砂体，因此造成大凌河油层不但在平面上砂体分布不稳定，厚度变化快，而且储层内部泥岩隔层也不太发育，分布也非常不均匀。

2.注水开发综合效果评价

2.1稳产期长，采油速度高

该区块自1979年2月投产至1979年底即完成了上产阶段，1980年～1987年保持稳产，产油速度平均为2.58%。稳产期累积产油量为10.07万吨，阶段采收率为20.7%。

2.2中低含水期采出程度高

区块从投产开始就注重控制含水上升，将含水上升率控制在3.0%左右，使得综合含水升至81.64%时，采出程度达到26.39%。

2.3注水利用率高，体积波及系数大

注水利用率的高低主要表现在：一是地下存水率的大小，二是在相同注入孔隙体积倍数条件下采出程度的高低。将欢17块大凌河油层北块的存水率与采出程度的关系曲线同理论曲线对比发现，目前存水率高于理论值，反应出注水利用率高，体积波及系数大。

3.底水油藏水锥起降规律研究

在底水油藏中，油藏开采以前，水位于油层的下部，油位于油层的上部。油藏开采以后，打开层段下面将形成半球状的势分布，由于垂向势梯度的影响，油水接触面发生变形，在沿井轴方向势梯度达到最大。此时的接触面形成喇叭状，即底水锥进。若采用水平井投产，则沿着水平井筒附近区域会发油水界面呈脊形上升，这种现象叫做底水脊进可以看出，无论水锥还是水脊，垂向上的剖面形态是一样的。

3.1水锥形成机理及稳定条件分析

从机理上讲，垂向平面上油水接触面的变形和平面上水驱替前缘的变形是类似的，两者都是由于汇聚于井底的势引起的。下面分析直井水锥的形成机理和稳定条件。

在生產过程中，由于水的密度大于油的密度，重力作用对底水向上窜进起到一定的抑制作用。

取流场内油水界面上任意一个微元，在垂向上，生产压差为底水向上运动的驱动力，而重力、粘滞力均表现为阻力。

不考虑毛管力作用则有：

当底水刚好不发生向上窜进现象时，有：

即：

得出：

从上式可以看出，水锥稳定的条件就是要使井底压差不大于一个特定值。对于具体的底水油藏，其油水密度差、油层渗透率与粘度均一定。则从水锥稳定条件可知，要控制水锥重要的是要以一定的产量进行生产，控制好生产压差，即通常所说的以临界产量生产。因此，只要将油井以不大于临界产量的产量生产，就可以保持水锥稳定在某一高度，从而延长无水采油期。

3.2水锥高度的影响因素及敏感性分析

3.2.1渗透率的影响

根据油藏的实际数据，分析了不同渗透率下4年末时水锥高度的

下降值，渗透率越大，压水锥效果越明显，相同时间内水锥下降高度越大。特别地，当渗透率高于100mD时，压水锥效果更好。目标油藏的渗透率为385mD，正处在一个非常有利的渗透率范围内，非常适合采取压水锥措施。

3.2.2油层厚度的影响

油层厚度这个因素在底水锥进、水平井产能、临界流速、水锥回落等各个方面都有着重要的影响，单独分析油层厚度在水锥回落过程中的影响没有太多实际意义。一般而言，油层厚度大，水平井将获得更大的产能和临界流速，关井压水锥之后，较大的油层厚度必然导致较大的水锥高度，如果其他参数一样，厚度较大的油藏将更适合于压水锥政策，见效快。

3.2.3油水密度差

水锥回落的动力是油水密度差导致的压力梯度，油水密度差越大，其位势梯度也就越大，水锥下降速度也就越大。

4.物理模拟研究及认识

根据底水油藏的特点和相似性理论，选择合理的物理模型参数，做出物理模型。实验室填入的渗流介质为玻璃微珠，采用的流体为加入染色剂的自来水（密度1000kg/m3，粘度1mPa·s）和0#柴油（密度830kg/m3，粘度3.66mPa·s）。生产压差取0.8m水柱，实验过程中观察水脊脊进与压脊的过程。通过对小模型的实验可以看到底水脊起的过程主要分3个过程：“井轴下脊起—脊进到井底—边部抬升，脊体形状变缓”当小模型生产到一定含水率时，关井进行压水脊。实验证明在高含水率和特高含水阶段，压脊时间较长，较优时间为10年左右，而在这段时间内，前4年的水脊下降速度更快，水锥下降6—8m。在实际开发中，太长的压脊时间，会影响油井的生产时间，最终影响经济效益，因此在高含水和特高含水阶段，压脊的最佳时间定为4年左右。

5.结论及认识

（1）形成或维持水锥的采液强度越大，则水锥形状越陡、水锥高度越大，那么压水锥所产生的效果越明显，即水锥高度、生产井段含水饱和度均下降越快;反之亦然。

（2）在剩余油比较集中即剩余油层厚度较大区域，由于水锥影响而水淹的生产井实施压水锥措施，效果明显，关井条件下，有利区域水锥高度4年内可下降6-8m;由于底水上推到井底附近而水淹的生产井，其周围区域一般剩余油较少，此时实施压水锥措施，效果不明显。

（3）欢17块不同区域、不同井位对压水锥措施的适应性需要根据油藏实际情况确定。

参考文献：

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