底水油藏水錐高度計(jì)算方法及應(yīng)用效果分析

范 鵬，蔡 濤，劉 可，趙 輝，許志雄，楊 健，江 濤

（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

底水油藏投入規(guī)模開發(fā)后，受垂向勢梯度的影響，油水接觸面發(fā)生變形，沿井軸方向形成喇叭狀現(xiàn)象，此現(xiàn)象即為底水錐進(jìn)，正確認(rèn)識底水驅(qū)動(dòng)油層開采過程中的水錐變化規(guī)律，對含水上升井的有效治理，減緩油藏含水上升率，提高經(jīng)濟(jì)效益有著重要的意義。

1 油田概況

1.1 地質(zhì)概況

A 區(qū)C 油藏為三角洲平原分流河道沉積，砂體走向呈北東～南西向，屬于巖性-構(gòu)造油藏，平均有效厚度9.3 m，滲透率11.9 mD，孔隙度51.9%，整體底水較發(fā)育，數(shù)值模擬顯示油藏整體水體體積為油藏油體積的40 倍左右（見表1），天然能量較充足。

表1 A 區(qū)C 油藏水體數(shù)值模擬成果表

1.2 開發(fā)概況

A 區(qū)C 油藏于2009 年開始規(guī)模開發(fā)，目前開油井46 口，平均單井日產(chǎn)液9.4 m3，日產(chǎn)油2.65 t，含水71.7%，開注水井16 口，平均單井日注28 m3，歷年含水與采出程度關(guān)系曲線上表明，油藏整體自2016 年以來含水上升速度加快，采油速度下降，曲線左偏明顯（見圖1），油藏開發(fā)形勢變差。

圖1 含水與采出程度關(guān)系圖

2 水錐高度計(jì)算

2.1 水錐高度的重要意義

A 區(qū)C 油藏注采出水井12 口，占比75.0%，注清水井6 口，占比25.0%，整體以注采出水為主，初期以同步注水開發(fā)后，有效壓力驅(qū)替系統(tǒng)逐步建立，油井整體見效后，伴隨水驅(qū)波及體積增大，油井見水比例逐年上升，目前油井均已見水，受整體注采出水為主影響，南部注清水區(qū)油井見水后，含鹽變化明顯，見水類型明確外，其余大部分油井見水后，含鹽沒有明顯變化，見水類型難以有效區(qū)分（見圖2），導(dǎo)致下步注采調(diào)整方向不明確，見水井治理措施針對性不強(qiáng)，階段治理效果不明顯。

圖2 C 油藏見水類型統(tǒng)計(jì)圖

油藏整體底水發(fā)育，通過水錐高度的計(jì)算，可以逐井明確目前底水上升情況，結(jié)合所在井組生產(chǎn)動(dòng)態(tài)，整體上精細(xì)刻畫油藏不同位置底水變化情況，為制定針對性強(qiáng)的注采調(diào)整對策，提供可靠借鑒。

2.2 水錐高度的計(jì)算方法

2.2.1 油藏工程法 A 區(qū)C 油藏邊底水能量充足，依據(jù)蔣平[1]的研究成果，在底水能量充足的地層在原始油水界面上不存在水平的底水流動(dòng)，油水界面為一恒壓邊界，在此前提條件下，還需將地層為均質(zhì)地層并且各向同性和忽略毛細(xì)管力及表皮效應(yīng)的影響作為理論假設(shè)，通過公式推導(dǎo)得出水錐高度計(jì)算的公式為：

其中：h-油層厚度，m；L-射孔長度，m；Δρ-水油密度差，kg/m3；K-滲透率，μm2；Poi-原始地層壓力，MPa；Pw-井底壓力，MPa；qs-半球面流產(chǎn)量，m3/s；rw-井徑，m；z-水錐與油水界面的垂直距離，m；μ-油的黏度，Pa·s。

以D589-20 井油井?dāng)?shù)據(jù)為例（見表2），代入公式（1）計(jì)算得出目前該井水錐高度為4.6 m。

表2 D589-20井?dāng)?shù)據(jù)參數(shù)表

2.2.2 礦場實(shí)踐法 在現(xiàn)場生產(chǎn)實(shí)際過程中，底水錐進(jìn)高度的確定必須以因底水上錐導(dǎo)致含水上升井為目標(biāo)井。按照底水上錐理論模式圖版，水錐高度未達(dá)到避射厚度頂部時(shí)，油井生產(chǎn)含水保持穩(wěn)定，當(dāng)?shù)姿襄F高度超過避射厚度頂部后，油井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)上表現(xiàn)出含水上升趨勢，當(dāng)油井含水上升至極限含水時(shí)（≥98.0%），認(rèn)為水錐高度至少已經(jīng)到達(dá)射孔厚度頂部，此方法可以結(jié)合油井含水、含鹽變化動(dòng)態(tài)，確定底水上錐的下限值[2]。以D589-20 井為例，該井避射厚度為3.7 m，與底水直接接觸，投產(chǎn)后該井含水穩(wěn)中有降，2017 年7 月以后該井含水持續(xù)快速上升（由52.0%上升到67.8%再上升到78.2%），含鹽未變，此時(shí)可認(rèn)為2017 年7 月該井底水上錐高度已到達(dá)避射厚度頂部，射孔段底部，即水錐高度3.7 m（見圖3）。

圖3 見地層水典型井生產(chǎn)曲線

2.2.3 水錐高度的應(yīng)用方法 將油藏工程法與礦場實(shí)踐法分別得出的油井見水時(shí)間段的水錐高度進(jìn)行對比[3]，兩者誤差較小，符合率高，表明由目前應(yīng)用的恒壓邊界下進(jìn)行油藏工程法可以準(zhǔn)確的計(jì)算出A 區(qū)C 油藏逐井的水錐高度（見表3）。

表3 油井見水時(shí)水錐高度計(jì)算值對比表

同時(shí)利用油藏工程法對見單一地層水、受注入水和地層水雙重影響見水油井進(jìn)行底水上錐高度計(jì)算，與將避射厚度與水錐高度的差定義為底水錐進(jìn)程度，將底水錐進(jìn)程度與見水油井（見地層水或受注入水和地層水雙重影響的油井）含水上升幅度進(jìn)行對比分析，發(fā)現(xiàn)當(dāng)?shù)姿F進(jìn)程度加深時(shí)，油井含水有明顯上升趨勢，兩者正相關(guān)性好，表明可借鑒底水錐進(jìn)程度對階段含水上升主控因素進(jìn)行分析[4]。

3 現(xiàn)場應(yīng)用效果

3.1 見水油井工作參數(shù)優(yōu)化

利用底水分布特征和水錐高度計(jì)算結(jié)果，對5 口采液強(qiáng)度大、底水錐進(jìn)高度大的見地層水油井進(jìn)行控液[5]，含水上升趨勢得到控制，進(jìn)而結(jié)合生產(chǎn)動(dòng)態(tài)，對控液油井進(jìn)行數(shù)值模擬，預(yù)計(jì)5 口油井控液生產(chǎn)至2020年期末，采出程度可以提高0.3%（見圖4）。

圖4 C 油藏2020 年控液油井日生產(chǎn)曲線

3.2 優(yōu)化開發(fā)技術(shù)政策

基于厚底水開展的油藏工程計(jì)算方法可以定性分析受注入水和地層水雙重影響導(dǎo)致含水上升油井的階段主控因素，當(dāng)避射厚度與水錐高度差較大時(shí)，油井見水主要受地層水影響，針對此類油井，在優(yōu)化注水調(diào)整的同時(shí)，針對注采對應(yīng)關(guān)系明確的水井開展以堵水調(diào)剖為主的水井措施治理，控制油井含水上升。

2020 年針對見注入水油井開展注水調(diào)整13 井次，下調(diào)注水72 m3，對應(yīng)3 口油井見效，累計(jì)增油65 t，降低階段自然遞減0.13%（見表4），實(shí)施堵水調(diào)剖11 井次，遞減法折算增油313 t，降低階段自然遞減0.8%。

表4 C 油藏2020 年注水調(diào)整效果表

4 結(jié)論及認(rèn)識

（1）A 區(qū)C 油藏油體積為2.6×106m3，水體體積為油藏油體積的40 倍以上，底水能量充足。

（2）在底水能量充足的底水油藏，利用恒壓邊界油藏工程法對底水上錐高度的刻畫與生產(chǎn)實(shí)際符合度高，可以用做現(xiàn)階段定量分析油藏底水上錐狀況。

（3）根據(jù)底水上錐程度刻畫成果，對底水發(fā)育的A區(qū)C 油藏實(shí)施油井參數(shù)優(yōu)化5 井次，注水技術(shù)政策調(diào)整13 井次，水井堵水調(diào)剖治理11 井次，累計(jì)降低當(dāng)年自然遞減0.93%。