海上強底水油藏關井壓錐效果及運用

譚 捷

（中海石油（中國）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300452）

X油田為海上強底水油藏，由于海上開發開采的特殊性，油田一直保持高速開發，強底水油藏具有含水上升特別快的特點，目前含水率高達96 %，高含水階段一般為提液增油從而達到高產量，而受海上條件限制，油田液的處理能力已達到極限。為了達到增油穩產的目的，需要對單井的產液量進行控制。同時為了滿足高效開發的要求，部分井在還有剩余油的情況下，進行保留原井眼側鉆，而何時再打開原井眼，需要準確掌握關井后水錐的回落狀況。關井壓錐是針對底水油藏高含水井實行周期性間歇生產的開發方式。高含水井關井后，井底無生產壓差，油水在重力作用下分異，水錐逐漸回落到一定程度，生產井再開井生產，含水率下降，產油量提高。準確判斷關井后水錐回落狀況，可以有效指導再開井時機的確定，從而提高再開井生產的開發效果。

調研發現，李傳亮等[1，2]對底水油藏關井壓錐效果進行了分析，潘昭才等[3]研究了單井控制剩余可采儲量規模、邊底水能量、底水上升規律等因素對關井壓錐效果的影響，聶彬等[4，5]研究了隔夾層、油水黏度比、垂向滲透率與水平滲透率比值、井距、產液量等因素對底水油藏水錐起降規律的影響，但沒有系統分析過。

本文利用數值模擬方法，研究各影響因素下水錐回落高度隨關井時間的關系，為底水油藏關井壓錐開發方式提供有效指導。

1 數值模型建立

利用PETREL-RE軟件，建立包含1口水平井的底水油藏數值模型。模型采用40×20×50的均勻網格系統，Carter Tracy水體，網格大小2 000 m×1 000 m×50 m，縱向上1～15層為油層，15～50層為水層。

基礎模型的其他參數為：水油體積比為100，油層厚度（Hi）為15 m，孔隙度為30 %，水平滲透率（Kh）為3 000 mD，垂向滲透率（Kv）為300 mD，初始含油飽和度為0.75，地層原油黏度（μo）為30 mPa·s，原油密度（ρo）為950 kg/m3，地層水表觀黏度（μw）為0.45 mPa·s，地層水密度（ρw）為1 000 kg/m3。模型中生產井含水率達到95 %時關井壓錐，模擬底水油藏水平井的水錐回落過程。

2 水錐回落高度影響因素分析

采用單因素分析法，模擬計算原油密度（ρo）、原油黏度（μo）、油層厚度、水平滲透率、垂向滲透率與水平滲透率比值（Kv/Kh）和隔夾層對水錐回落高度（Hw）的影響，得到單因素作用下水錐回落高度Hw隨關井時間t的關系。

2.1 原油密度

首先，隨t的增大，Hw逐漸增加，但水錐回落速度逐漸變慢；其次，ρo對水錐回落的影響比較明顯，ρo越小，Hw越大，初期水錐回落速度越快（見圖1）。這是因為ρo是水錐回落的驅動力，ρo越小，油水密度差越大，重力分異越明顯。

2.2 原油黏度

Hw受μo影響顯著（見圖2）。隨μo的增加，Hw減小，水錐回落速度越慢。原油黏度影響原油流動能力，μo越大，油流動能力越差。

2.3 油層厚度

Hw隨Hi的增加而越大（見圖3）。Hi越大，關井時水錐高度越大，形成的油水重力勢能越大，水錐回落速度越快，回落高度Hw越大。同時，根據曲線可以看出，水錐回落高度與油層厚度呈較好的正相關關系。

2.4 水平滲透率

圖1 不同原油密度下關井水錐回落高度Fig.1 Water cone drop height of shut-in well under different crude oil density

圖2 不同原油黏度下關井水錐回落高度Fig.2 Water cone drop height at different crude oil viscosities

圖3 不同油層厚度下關井水錐回落高度Fig.3 Water cone drop height of shut-in well under different reservoir thickness

隨Kh的增加，Hw增加，初期水錐回落速度越快（見圖4）。Kh決定地層流體的滲流能力大小，Kh越大，油水滲流能力均增強，油水在重力作用下分異速度越快。

2.5 垂向滲透率與水平滲透率比值

Kv/Kh對Hw的影響（見圖5），隨Kv/Kh的增加，Hw增加。Kv/Kh越大，垂向滲透率增大，原油流動越快，水錐回落速度越快，回落高度越大。

2.6 隔夾層

隔夾層能夠有效減緩含水上升，同時，通過軟件模擬得出，隔夾層也對水錐的回落起到了阻隔作用（見圖6）。通過分析得出，隔夾層離井越近，水錐的回落速度越慢，回落高度Hw越低（見圖7）。

圖4 不同水平滲透率下關井水錐回落高度Fig.4 Water cone drop height at different horizontal permeability

圖5 不同垂向滲透率與水平滲透率比值下關井水錐回落高度Fig.5 The drop height of shut-in water cone under different ratio of vertical permeability to horizontal permeability

圖6 隔夾層對水錐回落的影響Fig.6 Effect of interlayer on water cone fall

3 實例驗證

X油田為典型底水油藏，平均孔隙度為30 %，Kh=3 000 mD，Hi=15 m，ρw=1 000 kg/m3，ρo=950 kg/m3，μw=0.45 mPa·s，μo=30.0 mPa·s。2014年因為單點故障，全油田停產，停產4個月后復產，復產后油田含水較停產前下降3 %。通過對比單井，部分井含水未下降，主要為帶隔夾層、原油黏度較大和原油密度較大的井，而原油黏度和原油密度較低的井，含水普遍下降5 %左右。實際驗證了第2部分的模擬結果。同時在選取保留原井眼側鉆的井時，盡量選取ρo小，μo小，Kh大，Kv/Kh大，Hi大的井。根據第2部分的結論，原井眼側鉆的井，壓錐時間5年以上，重新開井能夠取得較好的壓錐降水作用。

圖7 不同隔夾層位置下關井水錐回落高度Fig.7 The drop height of shut-in water cone at different interlayer locations

4 結論

（1）利用油藏數值模擬，分析了各種因素對底水油藏水錐回落高度的影響規律。其中：ρo越小，μo越小，Kh越大，Kv/Kh越大，Hi越大，關井水錐回落高度越大。

（2）水錐回落速度先快后慢，前期下降速度較快，隨關井時間的延長，水錐回落速度逐漸變慢。

（3）隔夾層也對水錐的回落起到了阻隔作用，隔夾層離井越近，水錐的回落速度越慢，回落高度越低。

（4）原井眼側鉆的井，壓錐時間最好在10年以上，這樣開井的時候能夠取得較好的壓錐降水作用。