底水油藏含水上升机理探讨

2020-03-18杨文飞韩永泉王鹏程

石油化工应用 2020年2期

关键词：底水含水渗流

羊勇，杨文飞，刘丹，梁涛，韩永泉，王鹏程

（中国石油长庆油田分公司第九采油厂，宁夏银川 750006）

1 传统底水锥进理论存在的问题

1.1 传统底水锥进理论与矿场实践不符

传统上认为底水油藏油井投产后，储层原油以径向流动方式进入井筒，井筒周围产生了压降漏斗区，在压降漏斗导致的油、水压力差作用之下形成水锥。水锥持续侵入油层，直至侵入井筒造成油井见水（见图1）。

图1 底水油藏生产过程中底水锥进示意图

按此理论，水锥侵入射孔段之前，油井应表现为低含水，水锥侵入射孔段后，含水突然上升至高含水乃至特高含水阶段。

吴起油田侏罗系油藏为典型的构造油藏，底水普遍发育。统计该区2012-2013 年投产的279 口油井生产动态，并绘制归一化生产曲线，可以发现，该区底水油藏含水上升特征为缓慢持续上升，无明显含水突升阶段（见图2）。

1.2 临界产量公式与矿场实践差距大

控制水锥高度，使得底水油藏油井刚好不见水的产量，称为临界产量。假定地层为均质储层，流体黏度为常数，忽略毛管压力，按照渗流力学理论，可推导出临界产量计算公式[1]为：

图2 吴起油田侏罗系2012-2013 年投产井归一化生产曲线

表1 吴起油田侏罗系临界产量计算结果

表2 吴起油田两口邻井储层特征对比

式中：qc-临界产量，m3/d；K-油层渗透率，mD；Δρ-水油密度差，g/cm3；g-重力加速度，9.8 m/s2；ho-井点处的含油高度，m；hp-从油层顶部起算的油层打开厚度，m；μo-地层原油黏度，mPa·s；re-油井泄油半径，m；rw-油井半径，m。

按公式（1）计算吴起油田侏罗系临界产量，结果（见表1）。

表1 中计算所得的临界产量远低于油井正常产量，失去了对油田开发的指导意义，且与生产实际不相符。W251-98 井与W251-99 井为X248 区块Y9 油藏两口邻井，从生产曲线（见图3、图4）对比可知两口井储层特征相近（见表2），从表2 可以看出，两口井改造方式、避水措施也相近，但对比两口井生产曲线（见图5、图6），W251-98 井投产后迅速见水，且含水持续上升至今，在采液强度相当的情况下，W251-99 井投产后保持在中低含水阶段生产，累计产油量已近W251-98 井的三倍。临界产量理论完全无法解释此情况。

2 对底水油藏含水上升的新认识

2.1 考虑相对渗透率的底水锥进条件分析

传统临界产量公式的推导过程，是分析水锥面上某处水质点，在其上部油相压强、下部水相压强及重力作用下，处于平衡态的条件。

图3 W251-98 井Y9 层测井曲线

图4 W251-99 井Y9 层测井曲线

图5 W251-98 井生产曲线

图6 W251-99 井生产曲线

考虑到该水质点仍在储层中，其流动方式遵循渗流规律，油水两相相对渗透率不应被忽略，不能简单以压力平衡为条件进行分析（见图7）。

图7 考虑相对渗透率的油水界面渗流单元模型

如图7，假设油水界面上部存在一无限小的渗流单元V，其底面B 为水相，顶面A 与侧面C 为油相。随着油井生产，渗流单元V 中流体由A 面向上渗流，储层流体分别由B 面、C 面向V 中渗流。由于V 无限小，故B 面与C 面压强相近。初期由于V 中水饱和度处于临界饱和度，水相渗透率为0，故储层流体只能从C 面向V 中渗流，直至V 中水饱和度高于临界饱和度，底水开始由B 面侵入渗流单元V，并持续驱替V 中原油，直至V 中油饱和度达到残余油饱和度。

以上分析可以得出，考虑相对渗透率后，底水油藏的开发类似于底水向上活塞式驱油，底水锥进并不存在。

2.2 底水油藏开发早期含水上升原因及对策

结合前文所述W251-98、W251-99 两口井资料，笔者认为造成底水油藏含水上升的机理为复合射孔、高能气体压裂等改造措施强度过大，在水泥环及近井储层产生了沟通底水的自支撑裂缝，底水沿这些自支撑裂缝形成的高渗通道窜流，使得油井开发早期即见水，且持续冲刷通道使窜流加剧，含水持续上升，如W251-98 井。如油井避水高度大于自支撑裂缝高度，底水无法通过高渗通道窜流，则油井可以长期保持低含水生产，如W251-99 井。

传统上治理底水锥进的主要思路是人工化学隔板封隔底水。但很难找出一种材料或工艺，使得堵剂在储层中仅沿径向水平运移形成隔板。故而笔者所在的长庆油田，此类工艺的效果不佳难以推广，多数堵水试验结果为堵水无效或堵死储层。

按照笔者分析所得的底水油藏含水上升机理，治理底水油藏含水上升问题，应采用小粒径、油水均不溶的颗粒类堵剂，在不伤害储层的前提下，封堵自支撑裂缝形成的高渗窜流通道。