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象，此現象即為底水錐進，正確認識底水驅動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，提高經濟效益有著重要的意義。

1 油田概況

1.1 地質概況

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，平均單井日產液9.4 m3，日產油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 含水與采出程度關系圖

2 水錐高度計算

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，有效壓力驅替系統(tǒng)逐步建立，油井整體見效后，伴隨水驅波及體積增大，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），導致下步注采調整方向不明確，見水井治理措施針對性不強，階段治理效果不明顯。

圖2 C 油藏見水類型統(tǒng)計圖

油藏整體底水發(fā)育，通過水錐高度的計算，可以逐井明確目前底水上升情況，結合所在井組生產動態(tài)，整體上精細刻畫油藏不同位置底水變化情況，為制定針對性強的注采調整對策，提供可靠借鑒。

2.2 水錐高度的計算方法

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，油水界面為一恒壓邊界，在此前提條件下，還需將地層為均質地層并且各向同性和忽略毛細管力及表皮效應的影響作為理論假設，通過公式推導得出水錐高度計算的公式為：

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 井油井數據為例（見表2），代入公式（1）計算得出目前該井水錐高度為4.6 m。

表2 D589-20井數據參數表

2.2.2 礦場實踐法 在現場生產實際過程中，底水錐進高度的確定必須以因底水上錐導致含水上升井為目標井。按照底水上錐理論模式圖版，水錐高度未達到避射厚度頂部時，油井生產含水保持穩(wěn)定，當底水上錐高度超過避射厚度頂部后，油井生產動態(tài)上表現出含水上升趨勢，當油井含水上升至極限含水時（≥98.0%），認為水錐高度至少已經到達射孔厚度頂部，此方法可以結合油井含水、含鹽變化動態(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，此時可認為2017 年7 月該井底水上錐高度已到達避射厚度頂部，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曲線

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

表3 油井見水時水錐高度計算值對比表

同時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行底水上錐高度計算，與將避射厚度與水錐高度的差定義為底水錐進程度，將底水錐進程度與見水油井（見地層水或受注入水和地層水雙重影響的油井）含水上升幅度進行對比分析，發(fā)現當底水錐進程度加深時，油井含水有明顯上升趨勢，兩者正相關性好，表明可借鑒底水錐進程度對階段含水上升主控因素進行分析[4]。

3 現場應用效果

3.1 見水油井工作參數優(yōu)化

利用底水分布特征和水錐高度計算結果，對5 口采液強度大、底水錐進高度大的見地層水油井進行控液[5]，含水上升趨勢得到控制，進而結合生產動態(tài)，對控液油井進行數值模擬，預計5 口油井控液生產至2020年期末，采出程度可以提高0.3%（見圖4）。

圖4 C 油藏2020 年控液油井日生產曲線

3.2 優(yōu)化開發(fā)技術政策

基于厚底水開展的油藏工程計算方法可以定性分析受注入水和地層水雙重影響導致含水上升油井的階段主控因素，當避射厚度與水錐高度差較大時，油井見水主要受地層水影響，針對此類油井，在優(yōu)化注水調整的同時，針對注采對應關系明確的水井開展以堵水調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整13 井次，下調注水72 m3，對應3 口油井見效，累計增油65 t，降低階段自然遞減0.13%（見表4），實施堵水調剖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 年注水調整效果表

4 結論及認識

（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實際符合度高，可以用做現階段定量分析油藏底水上錐狀況。

（3）根據底水上錐程度刻畫成果，對底水發(fā)育的A區(qū)C 油藏實施油井參數優(yōu)化5 井次，注水技術政策調整13 井次，水井堵水調剖治理11 井次，累計降低當年自然遞減0.93%。