巨厚狀底水油藏特高含水期開發模式研究

張玉梅

摘要：歡17塊大凌河油藏是一個具有氣頂、底水的巨厚塊狀砂巖油藏。針對油藏底水錐進造成油層水淹程度嚴重的開采狀況，通過開展精細油藏描述、油藏注水開發階段綜合效果評價，借助水錐物理模擬研究、水錐數值模擬研究等，對底水油藏水錐起降規律進行研究，預測壓水錐的最佳時間;根據對油藏的數值模擬，擬合生產歷史，分析各小層剩余油分布規律，從而實現區塊現有技術下的最大限度開發。

關鍵詞：巨厚;氣頂;底水錐進;壓水脊;水錐起降規律;壓脊時間

前言

歡17塊（大）1979年投入開發，經過多年的注水開發，2001年7月開始采油速度低于0.5%，2002年5月開始低于0.3%，到2007年4月年采油速度只有0.23%，可采儲量采出程度已經達到97.4%，綜合含水94.0%，受隔層厚度小、砂體發育不穩定，底水錐進，無配套堵水措施影響，區塊挖潛難度大，為了尋找改善開發效果途徑，重新對油藏進行了精細地質研究，并開展了壓水錐試驗，以期望達到二次開發的目的。

1.油藏地質特征

歡17塊地理位置上位于遼寧省凌海市八千鄉，構造上處于遼河斷陷西部凹陷西斜坡歡西油田中臺階的東部，其南部有邊界斷層與錦16塊分開，北部與錦7塊隔斷層相望，西部與錦98塊相毗鄰，東部穿越大凌河與歡采相接壤。主要目的層為下第三系沙河街組沙三中段的大凌河油層。該塊是一個具有氣頂、邊底水的巨厚塊狀砂巖油氣藏，上報含油面積2.15Km2，石油地質儲量568×104t;含氣面積1.3Km²，天然氣地質儲量10.09×10⁸m³。

歡17塊大凌河油層為一套濁流沉積砂體，具有較寬的供給水道，物源豐富重力流強度大，沖刷力強，而且經過多次洪水事件后，往往是后一次流體將前一次沉積物的上面部分沖走，形成無泥巖隔層的砂體，因此造成大凌河油層不但在平面上砂體分布不穩定，厚度變化快，而且儲層內部泥巖隔層也不太發育，分布也非常不均勻。

2.注水開發綜合效果評價

2.1穩產期長，采油速度高

該區塊自1979年2月投產至1979年底即完成了上產階段，1980年～1987年保持穩產，產油速度平均為2.58%。穩產期累積產油量為10.07萬噸，階段采收率為20.7%。

2.2中低含水期采出程度高

區塊從投產開始就注重控制含水上升，將含水上升率控制在3.0%左右，使得綜合含水升至81.64%時，采出程度達到26.39%。

2.3注水利用率高，體積波及系數大

注水利用率的高低主要表現在：一是地下存水率的大小，二是在相同注入孔隙體積倍數條件下采出程度的高低。將歡17塊大凌河油層北塊的存水率與采出程度的關系曲線同理論曲線對比發現，目前存水率高于理論值，反應出注水利用率高，體積波及系數大。

3.底水油藏水錐起降規律研究

在底水油藏中，油藏開采以前，水位于油層的下部，油位于油層的上部。油藏開采以后，打開層段下面將形成半球狀的勢分布，由于垂向勢梯度的影響，油水接觸面發生變形，在沿井軸方向勢梯度達到最大。此時的接觸面形成喇叭狀，即底水錐進。若采用水平井投產，則沿著水平井筒附近區域會發油水界面呈脊形上升，這種現象叫做底水脊進可以看出，無論水錐還是水脊，垂向上的剖面形態是一樣的。

3.1水錐形成機理及穩定條件分析

從機理上講，垂向平面上油水接觸面的變形和平面上水驅替前緣的變形是類似的，兩者都是由于匯聚于井底的勢引起的。下面分析直井水錐的形成機理和穩定條件。

在生產過程中，由于水的密度大于油的密度，重力作用對底水向上竄進起到一定的抑制作用。

取流場內油水界面上任意一個微元，在垂向上，生產壓差為底水向上運動的驅動力，而重力、粘滯力均表現為阻力。

不考慮毛管力作用則有：

當底水剛好不發生向上竄進現象時，有：

即：

得出：

從上式可以看出，水錐穩定的條件就是要使井底壓差不大于一個特定值。對于具體的底水油藏，其油水密度差、油層滲透率與粘度均一定。則從水錐穩定條件可知，要控制水錐重要的是要以一定的產量進行生產，控制好生產壓差，即通常所說的以臨界產量生產。因此，只要將油井以不大于臨界產量的產量生產，就可以保持水錐穩定在某一高度，從而延長無水采油期。

3.2水錐高度的影響因素及敏感性分析

3.2.1滲透率的影響

根據油藏的實際數據，分析了不同滲透率下4年末時水錐高度的

下降值，滲透率越大，壓水錐效果越明顯，相同時間內水錐下降高度越大。特別地，當滲透率高于100mD時，壓水錐效果更好。目標油藏的滲透率為385mD，正處在一個非常有利的滲透率范圍內，非常適合采取壓水錐措施。

3.2.2油層厚度的影響

油層厚度這個因素在底水錐進、水平井產能、臨界流速、水錐回落等各個方面都有著重要的影響，單獨分析油層厚度在水錐回落過程中的影響沒有太多實際意義。一般而言，油層厚度大，水平井將獲得更大的產能和臨界流速，關井壓水錐之后，較大的油層厚度必然導致較大的水錐高度，如果其他參數一樣，厚度較大的油藏將更適合于壓水錐政策，見效快。

3.2.3油水密度差

水錐回落的動力是油水密度差導致的壓力梯度，油水密度差越大，其位勢梯度也就越大，水錐下降速度也就越大。

4.物理模擬研究及認識

根據底水油藏的特點和相似性理論，選擇合理的物理模型參數，做出物理模型。實驗室填入的滲流介質為玻璃微珠，采用的流體為加入染色劑的自來水（密度1000kg/m3，粘度1mPa·s）和0#柴油（密度830kg/m3，粘度3.66mPa·s）。生產壓差取0.8m水柱，實驗過程中觀察水脊脊進與壓脊的過程。通過對小模型的實驗可以看到底水脊起的過程主要分3個過程：“井軸下脊起—脊進到井底—邊部抬升，脊體形狀變緩”當小模型生產到一定含水率時，關井進行壓水脊。實驗證明在高含水率和特高含水階段，壓脊時間較長，較優時間為10年左右，而在這段時間內，前4年的水脊下降速度更快，水錐下降6—8m。在實際開發中，太長的壓脊時間，會影響油井的生產時間，最終影響經濟效益，因此在高含水和特高含水階段，壓脊的最佳時間定為4年左右。

5.結論及認識

（1）形成或維持水錐的采液強度越大，則水錐形狀越陡、水錐高度越大，那么壓水錐所產生的效果越明顯，即水錐高度、生產井段含水飽和度均下降越快;反之亦然。

（2）在剩余油比較集中即剩余油層厚度較大區域，由于水錐影響而水淹的生產井實施壓水錐措施，效果明顯，關井條件下，有利區域水錐高度4年內可下降6-8m;由于底水上推到井底附近而水淹的生產井，其周圍區域一般剩余油較少，此時實施壓水錐措施，效果不明顯。

（3）歡17塊不同區域、不同井位對壓水錐措施的適應性需要根據油藏實際情況確定。

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