王 強(qiáng)，梁 斌，曾濟(jì)楚

（中國(guó)石油大港油田公司第五采油廠，天津 300280）

根據(jù)油水界面與油層垂直界面的大小關(guān)系可以將水油藏分為底水油藏和邊水油藏，如果油水界面非常大，遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于油層垂直界面，為底水油藏，如果油水界面比較小，與油層垂直界面差不多量級(jí)，為邊水油藏，這兩者之間的區(qū)分往往沒有那么絕對(duì)清晰的分界線[1，2]。這兩種油藏相比，底水油藏底水能量更充足，早期產(chǎn)量高，開發(fā)井含水速度上升更快，而邊水油藏，水體能量釋放緩慢，產(chǎn)量比較平緩，采收率相對(duì)較高。筆者認(rèn)為，邊水油藏受構(gòu)造控制作用更明顯，構(gòu)造高部位為油氣富集區(qū)，而底水油藏多發(fā)育在構(gòu)造相對(duì)平緩區(qū)，儲(chǔ)層內(nèi)存在明顯的油水界面，對(duì)于構(gòu)造幅度較大的儲(chǔ)層，底水油藏僅構(gòu)造最高部位發(fā)育小范圍油帽子，難以聚集規(guī)模儲(chǔ)量。隨著邊水油藏構(gòu)造高部位儲(chǔ)量開發(fā)，邊水上侵，構(gòu)造低部位儲(chǔ)層水淹形成底水，通過鉆井顯示出油層具有底水特征，這并不是油藏類型的轉(zhuǎn)變，而是邊水油藏開發(fā)中構(gòu)造低部位油水關(guān)系發(fā)生變化。通過該兩類油藏水體發(fā)育特征、開發(fā)井水侵規(guī)律以及二者的轉(zhuǎn)化關(guān)系對(duì)比分析，二者存在較大區(qū)別。對(duì)于底水油藏，前人進(jìn)行了大量研究，在水錐大小和范圍的描述方面取得較多成果。侯君和程林松基于靜力學(xué)原理和地下流體運(yùn)動(dòng)方程，假設(shè)水錐體側(cè)面為曲線以及地下流體流動(dòng)為穩(wěn)定平面徑向流動(dòng)，建立了水錐高度模型的隱函數(shù)[3]。李傳亮假設(shè)水錐面是一個(gè)曲線錐，建立了水錐表達(dá)式[4]。Boyun Guo等利用平面徑向流和球面流的組合，對(duì)水錐高度及形狀進(jìn)行了研究，推導(dǎo)出水錐位置與產(chǎn)量和井筒位置間的函數(shù)。蔣平等在Boyun Guo的模型基礎(chǔ)上，考慮油水兩相流，通過假設(shè)不同邊界條件對(duì)水錐表達(dá)式進(jìn)行了重新推導(dǎo)[5]，但在開發(fā)含水率較高時(shí)適用性欠缺。在油氣開發(fā)實(shí)踐中，邊水油藏開發(fā)多是以底水油藏開發(fā)理論、模式作為指導(dǎo)，在水侵治理及剩余油挖潛方面效果不太理想。邊水油藏在國(guó)內(nèi)復(fù)雜斷塊油田普遍發(fā)育，且儲(chǔ)量占比較大，因此針對(duì)邊水油藏特征開展理論研究，對(duì)于提高其開發(fā)效果及采收率具有重要意義。本文結(jié)合高孔滲邊水油藏特征，應(yīng)用流體勢(shì)分析方法進(jìn)行水侵機(jī)制研究，建立邊水油藏水侵模型，分析剩余油分布規(guī)律。

1 高孔滲邊水油藏開發(fā)特征

高孔隙、高滲透率儲(chǔ)層，其內(nèi)部流體連通性、流動(dòng)性更好，在該類儲(chǔ)層形成的邊水油藏，在油氣開發(fā)過程中，開發(fā)井對(duì)周圍流體的影響范圍更大，邊水上侵速度更快，給油藏的高效開發(fā)帶來較大困難。通過對(duì)多個(gè)油區(qū)高孔滲邊水油藏開發(fā)情況進(jìn)行分析，認(rèn)為該類油藏開發(fā)中主要存在以下三點(diǎn)問題：（1）邊水快速推進(jìn)、上侵，一旦水淹井底，油井含水快速上升，短時(shí)間內(nèi)生產(chǎn)全水，產(chǎn)況難以修復(fù)，經(jīng)濟(jì)損失較大；（2）邊水上侵在生產(chǎn)井段周圍形成水錐，水錐面嚴(yán)密封閉了儲(chǔ)層油氣的繼續(xù)流出，儲(chǔ)量難以繼續(xù)動(dòng)用，形成大量的剩余油，從而降低了油藏的采收率及開發(fā)效果；（3）對(duì)于多年開發(fā)的老區(qū)，油藏構(gòu)造高部位儲(chǔ)量動(dòng)用程度較高，邊水上侵過程中在儲(chǔ)層內(nèi)部形成交錯(cuò)復(fù)雜的水線，給剩余油潛力研究帶來較大困難。

港西油田館陶組為辮狀河流沉積，厚度在300 m左右，底部以一套燧石礫巖與下第三系分界儲(chǔ)層向上變?yōu)榛野咨暗[巖、含礫粗砂巖、中細(xì)砂巖與紫紅色泥巖不等厚互層，主力砂體為正旋回沉積特征的點(diǎn)壩。館陶組砂體電測(cè)解釋分析孔隙度在21.7%～27.3%，平均25.2%，滲透率在445.7×10-3μm2～952.8×10-3μm2，平均699.25×10-3μm2，為高孔滲儲(chǔ)層。館陶組儲(chǔ)層普遍發(fā)育邊水油藏，水體能量充足，構(gòu)造高部位歷史開發(fā)井初期平均獲得20 t日產(chǎn)能力，且低含水，然而僅持續(xù)不到3個(gè)月含水就開始快速上升，從油井產(chǎn)出見水（邊水突破進(jìn)入井底）到上升至全水不足一個(gè)月時(shí)間，后期進(jìn)行各種壓水措施，均難以取到較好的效果，如此生產(chǎn)狀況對(duì)單井開發(fā)效益、油氣的采收率均造成極大的損失。如港西油田西58-8斷塊2007年10月投產(chǎn)的水平井西X3H，生產(chǎn)層位為NgⅡ2-1油層，從其日生產(chǎn)曲線（見圖1）上看，初期日產(chǎn)油168 t，低含水，兩個(gè)半月后，邊水突破進(jìn)入井底，含水在兩天之內(nèi)迅速上升到91%，難以控制，直至產(chǎn)出全水。

圖1 西X3H井生產(chǎn)曲線

2 邊水上侵機(jī)制及剩余油潛力

2.1 流體勢(shì)模型建立

地下流體的滲流是一個(gè)機(jī)械過程，流體總是自發(fā)的由機(jī)械能高的地方流向機(jī)械能低的地方，單位質(zhì)量的流體相對(duì)于基準(zhǔn)面所具有的總機(jī)械能[6-8]，稱為Hubbert勢(shì)（質(zhì)量勢(shì)）。在實(shí)際勢(shì)能計(jì)算中，通常不考慮毛細(xì)管力的影響，計(jì)算公式表達(dá)為：φ=gz+P/ρ，式中：φ-該點(diǎn)的流體勢(shì)，J/kg；z-該點(diǎn)相對(duì)基準(zhǔn)面（高程為0 m）的高程，m；P-該點(diǎn)的流體壓力，Pa；ρ-流體密度，kg/m3；g-重力加速度，m/s2。

圖2 單斜構(gòu)造流體勢(shì)示意圖

以單斜構(gòu)造油藏（見圖2）為例進(jìn)行分析，油藏在未動(dòng)用狀態(tài)下，流體總是垂直等勢(shì)線從高勢(shì)區(qū)流向低勢(shì)區(qū)，油藏內(nèi)流體任一點(diǎn)勢(shì)能φ=gz+P/ρ，假設(shè)油藏上存在一口開發(fā)井，那么油井在生產(chǎn)壓差ΔP作用下產(chǎn)生一個(gè)指向油井的勢(shì)能，在油井構(gòu)造高方向一側(cè)原地層勢(shì)能與生產(chǎn)壓差產(chǎn)生的勢(shì)能異向，在構(gòu)造低方向一側(cè)原地層勢(shì)能與生產(chǎn)壓差產(chǎn)生的勢(shì)能同向，生產(chǎn)井構(gòu)造高低方向選一對(duì)稱點(diǎn)，構(gòu)造高方向點(diǎn)的勢(shì)能φ高=gz+（P-ΔP）/ρ，構(gòu)造低方向點(diǎn)的勢(shì)能φ低=gz+（P+ΔP）/ρ，經(jīng)對(duì)比證實(shí)φ高＜φ低，即在地層流體原勢(shì)能及生產(chǎn)壓差產(chǎn)生勢(shì)能的共同作用下，油井構(gòu)造低方向較構(gòu)造高方向儲(chǔ)量動(dòng)用能力更強(qiáng)，動(dòng)用半徑更大。

2.2 水侵機(jī)制及剩余油分布

應(yīng)用流體勢(shì)模型的成果認(rèn)識(shí)，充分考慮到構(gòu)造及勢(shì)能作用，建立邊水油藏水侵理論模型（見圖3），該模型為沿構(gòu)造高低方向的一張剖面圖，與儲(chǔ)層底部相切的等勢(shì)線稱為相切等勢(shì)線，用φL表示，油井well射開砂體頂部30%生產(chǎn)。油井生產(chǎn)過程中，構(gòu)造低部位邊水沿正旋回儲(chǔ)層底部?jī)?yōu)勢(shì)通道向井底方向推進(jìn)，同時(shí)油井儲(chǔ)量動(dòng)用半徑也在逐漸增大，當(dāng)二者相遇部分水體開始上侵。當(dāng)邊水進(jìn)入生產(chǎn)井構(gòu)造高方向，由于流體總是從高勢(shì)區(qū)流向低勢(shì)區(qū)，因此水體不會(huì)突破相切等勢(shì)線φL，致使構(gòu)造高方向較低方向水淹范圍更小。高孔滲邊水油藏，邊水連通性、流動(dòng)能力更強(qiáng)，邊水在推進(jìn)路徑上，隨著向生產(chǎn)井底靠近，逐漸向上侵、上錐轉(zhuǎn)化，最終形成水錐包圍整個(gè)生產(chǎn)井段。油井一旦停產(chǎn)，生產(chǎn)壓差作用消失，在密度差異作用下油水重新分布，形成油井構(gòu)造高方向半水錐。

圖3 邊水油藏水侵模式圖

通過邊水水侵模型的分析，剩余油潛力主要分布在：（1）生產(chǎn)井構(gòu)造高方向。油井構(gòu)造低方向相比高方向儲(chǔ)量動(dòng)用半徑更大、動(dòng)用程度更高，并且油井生產(chǎn)過程中，邊水向油井構(gòu)造高方向難以突破相切等勢(shì)線，水淹范圍更小，剩余油潛力更大；（2）剩余油分布在油井構(gòu)造低方向砂體頂部。對(duì)于正旋回沉積的高孔滲砂體，砂體底部孔滲屬性更好，為水侵推進(jìn)的優(yōu)勢(shì)通道，剩余油主要富集在儲(chǔ)層頂部，距離油井距離越遠(yuǎn)，砂體頂部剩余油層厚度越大。

邊水油藏水侵模型與底水油藏水侵模型相比，充分考慮到了構(gòu)造及生產(chǎn)壓差等因素的影響，更全面、準(zhǔn)確的反映了邊水油藏開發(fā)、水侵及剩余油分布特征，對(duì)邊水油藏高效開發(fā)研究具有重要指導(dǎo)意義。

2.3 水侵治理對(duì)策

高孔滲邊水油藏水侵表現(xiàn)為水體推進(jìn)至井底，進(jìn)而向上錐進(jìn)的過程，治理的關(guān)鍵技術(shù)在于控制邊水推進(jìn)速度和壓制水錐，最大限度延長(zhǎng)無水期，達(dá)到提升開發(fā)效果的目的。從以下幾點(diǎn)對(duì)水侵因素及治理方法進(jìn)行分析：

（1）油水黏度比。流體在砂體孔隙中流動(dòng)，黏度對(duì)流速影響比較顯著，油水黏度比越大，流體速度越慢，油井的穩(wěn)產(chǎn)期越長(zhǎng)。在依靠邊水能量進(jìn)行油藏開發(fā)時(shí)，向邊水中注入適當(dāng)?shù)脑鲳?，可以延緩邊水的推進(jìn)速度。

（2）開發(fā)井距離油水界面的距離。邊水油藏水體發(fā)育在油藏的邊緣，開發(fā)井距離邊水越遠(yuǎn)，邊水推進(jìn)至井底所需時(shí)間越久，生產(chǎn)井無水生產(chǎn)期越長(zhǎng)。

（3）儲(chǔ)層屬性。高孔滲儲(chǔ)層具有較好的連通性、流動(dòng)性，水侵特征體現(xiàn)的更明顯。對(duì)于中孔滲、低孔滲或非均質(zhì)性較強(qiáng)的儲(chǔ)層，邊水上侵過程中流速更慢，水體更容易沿局部?jī)?yōu)勢(shì)通道流動(dòng)，到達(dá)井底的水體能量相對(duì)較弱，難以較快形成封閉油氣的水錐，生產(chǎn)中表現(xiàn)為含水長(zhǎng)期緩慢上升的特征。對(duì)高孔滲邊水油藏水錐的抑制對(duì)策可采用人工夾層方法，在儲(chǔ)層水錐部位注入化學(xué)暫堵劑或水泥制造一個(gè)人工夾層[9]，水錐上升到夾層時(shí)，被擋的水錐頂部擴(kuò)大，錐體向兩旁擴(kuò)散，延緩了水侵速度。

（4）射孔井段。射孔井段越長(zhǎng)，水錐就會(huì)越早時(shí)間抵達(dá)射孔段。通過對(duì)港西油田高孔滲邊水油藏油井累產(chǎn)油量與射孔程度關(guān)系的對(duì)比分析，生產(chǎn)層頂部射開20%～30%，生產(chǎn)效果最佳。

（5）生產(chǎn)壓差。生產(chǎn)壓差大小控制著邊水的推進(jìn)速度，壓差越小，邊水上侵速度越慢，同時(shí)單井產(chǎn)能也越低。為了使穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間和經(jīng)濟(jì)效益最優(yōu)化，依據(jù)單井生產(chǎn)達(dá)標(biāo)效益需求，調(diào)節(jié)油井產(chǎn)能，實(shí)行“效益控油”模式，最低限度的控制生產(chǎn)壓差。

3 實(shí)例分析

港西油田西58-8斷塊位于黃驊凹陷，館陶油組為典型的高孔滲邊水油藏，2007年發(fā)現(xiàn)并投入開發(fā)，沿?cái)鄬舆叢繕?gòu)造高部位部署開發(fā)井，依靠邊水能量驅(qū)油，初期平均單井日產(chǎn)油23 t，不含水，斷塊館陶油組最高日產(chǎn)能力達(dá)到276 t，截止2016年年底日產(chǎn)能力僅4.7 t。油井在生產(chǎn)中普遍存在以下問題：油井無水生產(chǎn)期較短，平均不足4個(gè)月，產(chǎn)液一旦見水，含水就快速上升，不到10 d時(shí)間就全水，后期結(jié)合多種措施治理，效果不理想。隨著第一批開發(fā)井的實(shí)施，斷塊構(gòu)造高部位儲(chǔ)量動(dòng)用程度較高，邊水向油井方向上侵過程中，在儲(chǔ)層內(nèi)部形成交錯(cuò)復(fù)雜的水線，成為剩余油潛力認(rèn)識(shí)的難點(diǎn)。2011年以常規(guī)潛力認(rèn)識(shí)的思路對(duì)開發(fā)井網(wǎng)進(jìn)行調(diào)整，與老井拉開井距，向構(gòu)造低部位無井控制區(qū)部署新井，鉆井證實(shí)館陶油層強(qiáng)水淹，投產(chǎn)高含水，多年來對(duì)該區(qū)塊剩余油分布認(rèn)識(shí)一直存在較大困難。通過高孔滲邊水油藏水侵機(jī)制研究，結(jié)合模型分析，認(rèn)為斷塊構(gòu)造高部位仍為剩余油富集潛力區(qū)，確定構(gòu)造高部位井間挖潛方案，部署新井5口，新、老井平均距離60 m。2017年方案實(shí)施完成，新井射孔程度均頂部射開低于30%，限制生產(chǎn)壓差，控液20 m3，5口新井初期均獲得20 t的日產(chǎn)能力，不含水，截止目前已生產(chǎn)10個(gè)月，含水得到明顯控制，呈緩慢上升，平均含水21%。高孔滲邊水油藏挖潛力、控水侵方面的研究成果在西58-8斷塊取得顯著的應(yīng)用效果，對(duì)于同類油藏提高開發(fā)效果、提升采收率具有重要指導(dǎo)意義，同時(shí)也為中、低孔滲邊水油藏開發(fā)研究起到借鑒作用。

4 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

（1）應(yīng)用流體勢(shì)分析方法，開展了高孔滲邊水油藏水侵機(jī)制研究，證實(shí)生產(chǎn)井構(gòu)造高、低方向儲(chǔ)量動(dòng)用能力、動(dòng)用程度存在差異，構(gòu)造低方向較高方向儲(chǔ)量動(dòng)用程度更高，因此構(gòu)造高部位歷史井間仍為剩余油富集潛力區(qū)。

（2）充分考慮邊水油藏構(gòu)造、勢(shì)能及生產(chǎn)壓差等因素，建立水侵模型。認(rèn)為油井生產(chǎn)過程，邊水向井底方向推進(jìn)、逐漸上侵，最后錐進(jìn)水淹生產(chǎn)井段。遵循流體總是由高勢(shì)區(qū)流向低勢(shì)區(qū)的原則，邊水推進(jìn)至油井構(gòu)造高方向，并不會(huì)突破相切等勢(shì)線，致使生產(chǎn)井構(gòu)造高方向水淹范圍更小。

（3）抑制高孔滲邊水油藏水侵，可以對(duì)油水黏度比、儲(chǔ)層屬性、射孔程度及生產(chǎn)壓差等因素進(jìn)行措施改變或優(yōu)化，尤其是對(duì)生產(chǎn)壓差的控制，建立“效益控油”的調(diào)整方案，根據(jù)開發(fā)井達(dá)標(biāo)效益需求，控制壓差進(jìn)行

定油生產(chǎn)，達(dá)到最大程度延長(zhǎng)穩(wěn)產(chǎn)期的效果。