張玉梅

摘要：歡17塊大凌河油藏是一個(gè)具有氣頂、底水的巨厚塊狀砂巖油藏。針對油藏底水錐進(jìn)造成油層水淹程度嚴(yán)重的開采狀況，通過開展精細(xì)油藏描述、油藏注水開發(fā)階段綜合效果評價(jià)，借助水錐物理模擬研究、水錐數(shù)值模擬研究等，對底水油藏水錐起降規(guī)律進(jìn)行研究，預(yù)測壓水錐的最佳時(shí)間;根據(jù)對油藏的數(shù)值模擬，擬合生產(chǎn)歷史，分析各小層剩余油分布規(guī)律，從而實(shí)現(xiàn)區(qū)塊現(xiàn)有技術(shù)下的最大限度開發(fā)。

關(guān)鍵詞：巨厚;氣頂;底水錐進(jìn);壓水脊;水錐起降規(guī)律;壓脊時(shí)間

前言

歡17塊（大）1979年投入開發(fā)，經(jīng)過多年的注水開發(fā)，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(jīng)達(dá)到97.4%，綜合含水94.0%，受隔層厚度小、砂體發(fā)育不穩(wěn)定，底水錐進(jìn)，無配套堵水措施影響，區(qū)塊挖潛難度大，為了尋找改善開發(fā)效果途徑，重新對油藏進(jìn)行了精細(xì)地質(zhì)研究，并開展了壓水錐試驗(yàn)，以期望達(dá)到二次開發(fā)的目的。

1.油藏地質(zhì)特征

歡17塊地理位置上位于遼寧省凌海市八千鄉(xiāng)，構(gòu)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(gè)具有氣頂、邊底水的巨厚塊狀砂巖油氣藏，上報(bào)含油面積2.15Km2，石油地質(zhì)儲量568×104t;含氣面積1.3Km²，天然氣地質(zhì)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(qiáng)度大，沖刷力強(qiáng)，而且經(jīng)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(wěn)定，厚度變化快，而且儲層內(nèi)部泥巖隔層也不太發(fā)育，分布也非常不均勻。

2.注水開發(fā)綜合效果評價(jià)

2.1穩(wěn)產(chǎn)期長，采油速度高

該區(qū)塊自1979年2月投產(chǎn)至1979年底即完成了上產(chǎn)階段，1980年～1987年保持穩(wěn)產(chǎn)，產(chǎn)油速度平均為2.58%。穩(wěn)產(chǎn)期累積產(chǎn)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(qū)塊從投產(chǎn)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(shí)，采出程度達(dá)到26.39%。

2.3注水利用率高，體積波及系數(shù)大

注水利用率的高低主要表現(xiàn)在：一是地下存水率的大小，二是在相同注入孔隙體積倍數(shù)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(guān)系曲線同理論曲線對比發(fā)現(xiàn)，目前存水率高于理論值，反應(yīng)出注水利用率高，體積波及系數(shù)大。

3.底水油藏水錐起降規(guī)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(fā)生變形，在沿井軸方向勢梯度達(dá)到最大。此時(shí)的接觸面形成喇叭狀，即底水錐進(jìn)。若采用水平井投產(chǎn)，則沿著水平井筒附近區(qū)域會發(fā)油水界面呈脊形上升，這種現(xiàn)象叫做底水脊進(jìn)可以看出，無論水錐還是水脊，垂向上的剖面形態(tài)是一樣的。

3.1水錐形成機(jī)理及穩(wěn)定條件分析

從機(jī)理上講，垂向平面上油水接觸面的變形和平面上水驅(qū)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(jī)理和穩(wěn)定條件。

在生產(chǎn)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(jìn)起到一定的抑制作用。

取流場內(nèi)油水界面上任意一個(gè)微元，在垂向上，生產(chǎn)壓差為底水向上運(yùn)動的驅(qū)動力，而重力、粘滯力均表現(xiàn)為阻力。

不考慮毛管力作用則有：

當(dāng)?shù)姿畡偤貌话l(fā)生向上竄進(jìn)現(xiàn)象時(shí)，有：

即：

得出：

從上式可以看出，水錐穩(wěn)定的條件就是要使井底壓差不大于一個(gè)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(wěn)定條件可知，要控制水錐重要的是要以一定的產(chǎn)量進(jìn)行生產(chǎn)，控制好生產(chǎn)壓差，即通常所說的以臨界產(chǎn)量生產(chǎn)。因此，只要將油井以不大于臨界產(chǎn)量的產(chǎn)量生產(chǎn)，就可以保持水錐穩(wěn)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(jù)油藏的實(shí)際數(shù)據(jù)，分析了不同滲透率下4年末時(shí)水錐高度的

下降值，滲透率越大，壓水錐效果越明顯，相同時(shí)間內(nèi)水錐下降高度越大。特別地，當(dāng)滲透率高于100mD時(shí)，壓水錐效果更好。目標(biāo)油藏的滲透率為385mD，正處在一個(gè)非常有利的滲透率范圍內(nèi)，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(gè)因素在底水錐進(jìn)、水平井產(chǎn)能、臨界流速、水錐回落等各個(gè)方面都有著重要的影響，單獨(dú)分析油層厚度在水錐回落過程中的影響沒有太多實(shí)際意義。一般而言，油層厚度大，水平井將獲得更大的產(chǎn)能和臨界流速，關(guān)井壓水錐之后，較大的油層厚度必然導(dǎo)致較大的水錐高度，如果其他參數(shù)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(dǎo)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(rèn)識

根據(jù)底水油藏的特點(diǎn)和相似性理論，選擇合理的物理模型參數(shù)，做出物理模型。實(shí)驗(yàn)室填入的滲流介質(zhì)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(chǎn)壓差取0.8m水柱，實(shí)驗(yàn)過程中觀察水脊脊進(jìn)與壓脊的過程。通過對小模型的實(shí)驗(yàn)可以看到底水脊起的過程主要分3個(gè)過程：“井軸下脊起—脊進(jìn)到井底—邊部抬升，脊體形狀變緩”當(dāng)小模型生產(chǎn)到一定含水率時(shí)，關(guān)井進(jìn)行壓水脊。實(shí)驗(yàn)證明在高含水率和特高含水階段，壓脊時(shí)間較長，較優(yōu)時(shí)間為10年左右，而在這段時(shí)間內(nèi)，前4年的水脊下降速度更快，水錐下降6—8m。在實(shí)際開發(fā)中，太長的壓脊時(shí)間，會影響油井的生產(chǎn)時(shí)間，最終影響經(jīng)濟(jì)效益，因此在高含水和特高含水階段，壓脊的最佳時(shí)間定為4年左右。

5.結(jié)論及認(rèn)識

（1）形成或維持水錐的采液強(qiáng)度越大，則水錐形狀越陡、水錐高度越大，那么壓水錐所產(chǎn)生的效果越明顯，即水錐高度、生產(chǎn)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(qū)域，由于水錐影響而水淹的生產(chǎn)井實(shí)施壓水錐措施，效果明顯，關(guān)井條件下，有利區(qū)域水錐高度4年內(nèi)可下降6-8m;由于底水上推到井底附近而水淹的生產(chǎn)井，其周圍區(qū)域一般剩余油較少，此時(shí)實(shí)施壓水錐措施，效果不明顯。

（3）歡17塊不同區(qū)域、不同井位對壓水錐措施的適應(yīng)性需要根據(jù)油藏實(shí)際情況確定。

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