海上强底水油藏关井压锥效果及运用

谭 捷

（中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300452）

X油田为海上强底水油藏，由于海上开发开采的特殊性，油田一直保持高速开发，强底水油藏具有含水上升特别快的特点，目前含水率高达96 %，高含水阶段一般为提液增油从而达到高产量，而受海上条件限制，油田液的处理能力已达到极限。为了达到增油稳产的目的，需要对单井的产液量进行控制。同时为了满足高效开发的要求，部分井在还有剩余油的情况下，进行保留原井眼侧钻，而何时再打开原井眼，需要准确掌握关井后水锥的回落状况。关井压锥是针对底水油藏高含水井实行周期性间歇生产的开发方式。高含水井关井后，井底无生产压差，油水在重力作用下分异，水锥逐渐回落到一定程度，生产井再开井生产，含水率下降，产油量提高。准确判断关井后水锥回落状况，可以有效指导再开井时机的确定，从而提高再开井生产的开发效果。

调研发现，李传亮等[1，2]对底水油藏关井压锥效果进行了分析，潘昭才等[3]研究了单井控制剩余可采储量规模、边底水能量、底水上升规律等因素对关井压锥效果的影响，聂彬等[4，5]研究了隔夹层、油水黏度比、垂向渗透率与水平渗透率比值、井距、产液量等因素对底水油藏水锥起降规律的影响，但没有系统分析过。

本文利用数值模拟方法，研究各影响因素下水锥回落高度随关井时间的关系，为底水油藏关井压锥开发方式提供有效指导。

1 数值模型建立

利用PETREL-RE软件，建立包含1口水平井的底水油藏数值模型。模型采用40×20×50的均匀网格系统，Carter Tracy水体，网格大小2 000 m×1 000 m×50 m，纵向上1～15层为油层，15～50层为水层。

基础模型的其他参数为：水油体积比为100，油层厚度（Hi）为15 m，孔隙度为30 %，水平渗透率（Kh）为3 000 mD，垂向渗透率（Kv）为300 mD，初始含油饱和度为0.75，地层原油黏度（μo）为30 mPa·s，原油密度（ρo）为950 kg/m3，地层水表观黏度（μw）为0.45 mPa·s，地层水密度（ρw）为1 000 kg/m3。模型中生产井含水率达到95 %时关井压锥，模拟底水油藏水平井的水锥回落过程。

2 水锥回落高度影响因素分析

采用单因素分析法，模拟计算原油密度（ρo）、原油黏度（μo）、油层厚度、水平渗透率、垂向渗透率与水平渗透率比值（Kv/Kh）和隔夹层对水锥回落高度（Hw）的影响，得到单因素作用下水锥回落高度Hw随关井时间t的关系。

2.1 原油密度

首先，随t的增大，Hw逐渐增加，但水锥回落速度逐渐变慢；其次，ρo对水锥回落的影响比较明显，ρo越小，Hw越大，初期水锥回落速度越快（见图1）。这是因为ρo是水锥回落的驱动力，ρo越小，油水密度差越大，重力分异越明显。

2.2 原油黏度

Hw受μo影响显著（见图2）。随μo的增加，Hw减小，水锥回落速度越慢。原油黏度影响原油流动能力，μo越大，油流动能力越差。

2.3 油层厚度

Hw随Hi的增加而越大（见图3）。Hi越大，关井时水锥高度越大，形成的油水重力势能越大，水锥回落速度越快，回落高度Hw越大。同时，根据曲线可以看出，水锥回落高度与油层厚度呈较好的正相关关系。

2.4 水平渗透率

图1 不同原油密度下关井水锥回落高度Fig.1 Water cone drop height of shut-in well under different crude oil density

图2 不同原油黏度下关井水锥回落高度Fig.2 Water cone drop height at different crude oil viscosities

图3 不同油层厚度下关井水锥回落高度Fig.3 Water cone drop height of shut-in well under different reservoir thickness

随Kh的增加，Hw增加，初期水锥回落速度越快（见图4）。Kh决定地层流体的渗流能力大小，Kh越大，油水渗流能力均增强，油水在重力作用下分异速度越快。

2.5 垂向渗透率与水平渗透率比值

Kv/Kh对Hw的影响（见图5），随Kv/Kh的增加，Hw增加。Kv/Kh越大，垂向渗透率增大，原油流动越快，水锥回落速度越快，回落高度越大。

2.6 隔夹层

隔夹层能够有效减缓含水上升，同时，通过软件模拟得出，隔夹层也对水锥的回落起到了阻隔作用（见图6）。通过分析得出，隔夹层离井越近，水锥的回落速度越慢，回落高度Hw越低（见图7）。

图4 不同水平渗透率下关井水锥回落高度Fig.4 Water cone drop height at different horizontal permeability

图5 不同垂向渗透率与水平渗透率比值下关井水锥回落高度Fig.5 The drop height of shut-in water cone under different ratio of vertical permeability to horizontal permeability

图6 隔夹层对水锥回落的影响Fig.6 Effect of interlayer on water cone fall

3 实例验证

X油田为典型底水油藏，平均孔隙度为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年因为单点故障，全油田停产，停产4个月后复产，复产后油田含水较停产前下降3 %。通过对比单井，部分井含水未下降，主要为带隔夹层、原油黏度较大和原油密度较大的井，而原油黏度和原油密度较低的井，含水普遍下降5 %左右。实际验证了第2部分的模拟结果。同时在选取保留原井眼侧钻的井时，尽量选取ρo小，μo小，Kh大，Kv/Kh大，Hi大的井。根据第2部分的结论，原井眼侧钻的井，压锥时间5年以上，重新开井能够取得较好的压锥降水作用。

图7 不同隔夹层位置下关井水锥回落高度Fig.7 The drop height of shut-in water cone at different interlayer locations

4 结论

（1）利用油藏数值模拟，分析了各种因素对底水油藏水锥回落高度的影响规律。其中：ρo越小，μo越小，Kh越大，Kv/Kh越大，Hi越大，关井水锥回落高度越大。

（2）水锥回落速度先快后慢，前期下降速度较快，随关井时间的延长，水锥回落速度逐渐变慢。

（3）隔夹层也对水锥的回落起到了阻隔作用，隔夹层离井越近，水锥的回落速度越慢，回落高度越低。

（4）原井眼侧钻的井，压锥时间最好在10年以上，这样开井的时候能够取得较好的压锥降水作用。