底水油藏水锥高度计算方法及应用效果分析

范 鹏，蔡 涛，刘 可，赵 辉，许志雄，杨 健，江 涛

（中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川 750006）

底水油藏投入规模开发后，受垂向势梯度的影响，油水接触面发生变形，沿井轴方向形成喇叭状现象，此现象即为底水锥进，正确认识底水驱动油层开采过程中的水锥变化规律，对含水上升井的有效治理，减缓油藏含水上升率，提高经济效益有着重要的意义。

1 油田概况

1.1 地质概况

A 区C 油藏为三角洲平原分流河道沉积，砂体走向呈北东～南西向，属于岩性-构造油藏，平均有效厚度9.3 m，渗透率11.9 mD，孔隙度51.9%，整体底水较发育，数值模拟显示油藏整体水体体积为油藏油体积的40 倍左右（见表1），天然能量较充足。

表1 A 区C 油藏水体数值模拟成果表

1.2 开发概况

A 区C 油藏于2009 年开始规模开发，目前开油井46 口，平均单井日产液9.4 m3，日产油2.65 t，含水71.7%，开注水井16 口，平均单井日注28 m3，历年含水与采出程度关系曲线上表明，油藏整体自2016 年以来含水上升速度加快，采油速度下降，曲线左偏明显（见图1），油藏开发形势变差。

图1 含水与采出程度关系图

2 水锥高度计算

2.1 水锥高度的重要意义

A 区C 油藏注采出水井12 口，占比75.0%，注清水井6 口，占比25.0%，整体以注采出水为主，初期以同步注水开发后，有效压力驱替系统逐步建立，油井整体见效后，伴随水驱波及体积增大，油井见水比例逐年上升，目前油井均已见水，受整体注采出水为主影响，南部注清水区油井见水后，含盐变化明显，见水类型明确外，其余大部分油井见水后，含盐没有明显变化，见水类型难以有效区分（见图2），导致下步注采调整方向不明确，见水井治理措施针对性不强，阶段治理效果不明显。

图2 C 油藏见水类型统计图

油藏整体底水发育，通过水锥高度的计算，可以逐井明确目前底水上升情况，结合所在井组生产动态，整体上精细刻画油藏不同位置底水变化情况，为制定针对性强的注采调整对策，提供可靠借鉴。

2.2 水锥高度的计算方法

2.2.1 油藏工程法 A 区C 油藏边底水能量充足，依据蒋平[1]的研究成果，在底水能量充足的地层在原始油水界面上不存在水平的底水流动，油水界面为一恒压边界，在此前提条件下，还需将地层为均质地层并且各向同性和忽略毛细管力及表皮效应的影响作为理论假设，通过公式推导得出水锥高度计算的公式为：

其中：h-油层厚度，m；L-射孔长度，m；Δρ-水油密度差，kg/m3；K-渗透率，μm2；Poi-原始地层压力，MPa；Pw-井底压力，MPa；qs-半球面流产量，m3/s；rw-井径，m；z-水锥与油水界面的垂直距离，m；μ-油的黏度，Pa·s。

以D589-20 井油井数据为例（见表2），代入公式（1）计算得出目前该井水锥高度为4.6 m。

表2 D589-20井数据参数表

2.2.2 矿场实践法 在现场生产实际过程中，底水锥进高度的确定必须以因底水上锥导致含水上升井为目标井。按照底水上锥理论模式图版，水锥高度未达到避射厚度顶部时，油井生产含水保持稳定，当底水上锥高度超过避射厚度顶部后，油井生产动态上表现出含水上升趋势，当油井含水上升至极限含水时（≥98.0%），认为水锥高度至少已经到达射孔厚度顶部，此方法可以结合油井含水、含盐变化动态，确定底水上锥的下限值[2]。以D589-20 井为例，该井避射厚度为3.7 m，与底水直接接触，投产后该井含水稳中有降，2017 年7 月以后该井含水持续快速上升（由52.0%上升到67.8%再上升到78.2%），含盐未变，此时可认为2017 年7 月该井底水上锥高度已到达避射厚度顶部，射孔段底部，即水锥高度3.7 m（见图3）。

图3 见地层水典型井生产曲线

2.2.3 水锥高度的应用方法 将油藏工程法与矿场实践法分别得出的油井见水时间段的水锥高度进行对比[3]，两者误差较小，符合率高，表明由目前应用的恒压边界下进行油藏工程法可以准确的计算出A 区C 油藏逐井的水锥高度（见表3）。

表3 油井见水时水锥高度计算值对比表

同时利用油藏工程法对见单一地层水、受注入水和地层水双重影响见水油井进行底水上锥高度计算，与将避射厚度与水锥高度的差定义为底水锥进程度，将底水锥进程度与见水油井（见地层水或受注入水和地层水双重影响的油井）含水上升幅度进行对比分析，发现当底水锥进程度加深时，油井含水有明显上升趋势，两者正相关性好，表明可借鉴底水锥进程度对阶段含水上升主控因素进行分析[4]。

3 现场应用效果

3.1 见水油井工作参数优化

利用底水分布特征和水锥高度计算结果，对5 口采液强度大、底水锥进高度大的见地层水油井进行控液[5]，含水上升趋势得到控制，进而结合生产动态，对控液油井进行数值模拟，预计5 口油井控液生产至2020年期末，采出程度可以提高0.3%（见图4）。

图4 C 油藏2020 年控液油井日生产曲线

3.2 优化开发技术政策

基于厚底水开展的油藏工程计算方法可以定性分析受注入水和地层水双重影响导致含水上升油井的阶段主控因素，当避射厚度与水锥高度差较大时，油井见水主要受地层水影响，针对此类油井，在优化注水调整的同时，针对注采对应关系明确的水井开展以堵水调剖为主的水井措施治理，控制油井含水上升。

2020 年针对见注入水油井开展注水调整13 井次，下调注水72 m3，对应3 口油井见效，累计增油65 t，降低阶段自然递减0.13%（见表4），实施堵水调剖11 井次，递减法折算增油313 t，降低阶段自然递减0.8%。

表4 C 油藏2020 年注水调整效果表

4 结论及认识

（1）A 区C 油藏油体积为2.6×106m3，水体体积为油藏油体积的40 倍以上，底水能量充足。

（2）在底水能量充足的底水油藏，利用恒压边界油藏工程法对底水上锥高度的刻画与生产实际符合度高，可以用做现阶段定量分析油藏底水上锥状况。

（3）根据底水上锥程度刻画成果，对底水发育的A区C 油藏实施油井参数优化5 井次，注水技术政策调整13 井次，水井堵水调剖治理11 井次，累计降低当年自然递减0.93%。