羅娟，魯新便，巫波，何新明，李新華，王雷

（1. 中國(guó)石化西北油田分公司勘探開(kāi)發(fā)研究院；2. 中國(guó)石化西北油田分公司工程技術(shù)研究院）

0 引言

塔河油田位于塔里木盆地阿克庫(kù)勒凸起軸部，奧陶系碳酸鹽巖油藏屬于縫洞型復(fù)合油藏，埋藏深（5 400 m以深），儲(chǔ)集層主要為受多期構(gòu)造裂縫、古地貌、古水系共同控制形成的縫洞系統(tǒng)，儲(chǔ)集空間以裂縫、溶蝕孔隙和溶蝕孔洞及大型洞穴為主[1]，局部縫洞體發(fā)育，基質(zhì)基本不具有儲(chǔ)油能力[2]。縫洞體在縱橫向上發(fā)育極不規(guī)則，空間展布極其復(fù)雜[3-4]。油藏油水關(guān)系復(fù)雜，受不同縫洞單元的控制，局部存在封存水，同時(shí)底部存在活躍的強(qiáng)底水[5]。油藏自滾動(dòng)開(kāi)發(fā)以來(lái)，油井早期即見(jiàn)水，區(qū)塊含水上升快；老井產(chǎn)量遞減大，一般大于17%，最大達(dá)到45%；區(qū)塊穩(wěn)產(chǎn)期短，開(kāi)發(fā)效果差；又由于油藏埋深大，儲(chǔ)集層非均質(zhì)極強(qiáng)，油水關(guān)系復(fù)雜，措施難度大。因此，穩(wěn)油控水成為提高油藏開(kāi)發(fā)效果的戰(zhàn)略性問(wèn)題。

塔河油田14年的開(kāi)發(fā)歷程表明，高產(chǎn)油井一直是油田生產(chǎn)的主力，而高產(chǎn)油井無(wú)水采油量占累產(chǎn)油量的一半，如何高效開(kāi)發(fā)未見(jiàn)水高產(chǎn)井，成為油田開(kāi)發(fā)生產(chǎn)管理的緊迫任務(wù)之一。

由于水體多樣，儲(chǔ)集體組合方式多樣，塔河油田高產(chǎn)井見(jiàn)水特征表現(xiàn)出多樣性和復(fù)雜性，但都是水體產(chǎn)生錐進(jìn)的結(jié)果[6]。本文利用已見(jiàn)水高產(chǎn)井資料，總結(jié)其見(jiàn)水預(yù)警參數(shù)，研究水淹預(yù)警機(jī)理，并結(jié)合油井見(jiàn)水影響因素，建立水淹預(yù)警機(jī)制，為未見(jiàn)水高產(chǎn)井的生產(chǎn)管理提供指導(dǎo)。

1 高產(chǎn)井水淹預(yù)警機(jī)理及見(jiàn)水前異常信號(hào)

1.1 高產(chǎn)井水淹預(yù)警機(jī)理

1.1.1 水錐的4個(gè)變化過(guò)程

塔河油田奧陶系油藏的主要儲(chǔ)集體類型為溶洞型和裂縫-孔洞型。高產(chǎn)井投產(chǎn)之后，油井周圍形成“壓降漏斗”，隨著開(kāi)采的進(jìn)行水體經(jīng)歷水侵前—成錐期—托錐期—突破期4個(gè)階段的變化。圖1為溶洞型或大孔洞型油藏底水錐進(jìn)過(guò)程示意圖。開(kāi)采初始階段即水侵前，依靠地層的自身能量驅(qū)動(dòng)流體，不考慮氣量大小或假設(shè)氣量相等，則井口壓力與井筒流體壓力之和等于井底流壓（見(jiàn)圖1a）。當(dāng)生產(chǎn)時(shí)間為t1時(shí)，流壓降低，地層壓力系統(tǒng)不再平衡，底水推進(jìn)維持壓力平衡，高勢(shì)能底水開(kāi)始向低勢(shì)空間滲流擴(kuò)散，向井底方向流動(dòng)的有效流速小于底水推進(jìn)速度（v1

圖1 塔河油田奧陶系溶洞型或大孔洞型油藏底水錐進(jìn)過(guò)程示意圖

圖2 為塔河油田奧陶系裂縫-孔洞型油藏底水竄進(jìn)過(guò)程示意圖。開(kāi)采初始階段同圖1a。生產(chǎn)到一定時(shí)間，流壓降低，底水上侵，即進(jìn)入成錐期（見(jiàn)圖2b）。流壓繼續(xù)下降，底水驅(qū)動(dòng)能量占主導(dǎo)地位，充填較弱的高滲高孔空間優(yōu)先啟動(dòng)，不同縫洞空間油水界面不統(tǒng)一，當(dāng)高滲高孔空間地層壓力降低時(shí)，其他空間水體開(kāi)始上侵（見(jiàn)圖2c），即托錐期。多縫洞空間的壓力不間斷平衡過(guò)程導(dǎo)致底水不斷上行推進(jìn)，出現(xiàn)單孔見(jiàn)水（見(jiàn)圖2d）；當(dāng)壓力降低到一定程度，出現(xiàn)多孔見(jiàn)水，含水急劇上升或水淹（見(jiàn)圖2e），即突破期。

圖2 塔河油田奧陶系裂縫-孔洞型油藏底水竄進(jìn)過(guò)程示意圖

1.1.2 油壓-累產(chǎn)液變化全模式及見(jiàn)水前異常信號(hào)分析

假設(shè)塔河奧陶系油藏水錐形成的 4個(gè)過(guò)程中油井工作制度不變，并且由于縫洞型油藏地飽壓差大，在油藏和井底都不會(huì)發(fā)生脫氣。油壓和累產(chǎn)液存在相關(guān)性模式（見(jiàn)圖3），即油壓-累產(chǎn)液變化全模式。

圖3 塔河奧陶系油藏油井油壓-累產(chǎn)液關(guān)系圖

AB段體現(xiàn)油藏壓力擴(kuò)散到油體邊界前的壓力變化特征；BC段代表油藏壓力擴(kuò)散至油體邊界后，油壓緩慢下降、邊底水能量尚未充分補(bǔ)充階段，BC段的斜率反映油體能量的衰竭速度；BD段的長(zhǎng)度體現(xiàn)邊底水的補(bǔ)充速度；CD段邊底水能量補(bǔ)充占主導(dǎo)，其長(zhǎng)度反映底水能量大小；E點(diǎn)反映底水突破至井底附近時(shí)油壓的波動(dòng)，是見(jiàn)水前明顯的異常反映，但一般油壓變化幅度很小（小于0.5 MPa），部分井見(jiàn)水前沒(méi)有這段異常反映。此階段油井由不含水到零星含水，或者由零星含水到連續(xù)相含水。

假設(shè)井筒中不發(fā)生脫氣，即見(jiàn)水前井筒中仍為油的單向流。以下用節(jié)點(diǎn)分析法分析油井生產(chǎn)系統(tǒng)中每一段流壓、油壓、套壓或產(chǎn)量等參數(shù)的變化特征。

溶洞、裂縫-孔洞和井筒中的流體流動(dòng)屬于流體力學(xué)流動(dòng)的范疇[7]，其流動(dòng)遵循有黏伯努利定理，地層壓力與井底壓力存在如下關(guān)系：

井底壓力與井口壓力關(guān)系：

假設(shè)井筒半徑不變，則井底流入速度等于井口流出速度，則（2）式可簡(jiǎn)化為：

當(dāng)產(chǎn)量不變時(shí)，流動(dòng)摩阻損失不變，即Δpf不變，因此當(dāng)pwf增大時(shí)，pwh也增大。

AB段。水侵之前，溶洞和裂縫-孔洞系統(tǒng)內(nèi)為單相流，地層壓力見(jiàn)（1）式。

BC—CD段。底水侵入油藏后，出現(xiàn)油水兩相流區(qū)，此時(shí)地層壓力為：

式中 pwh——井口壓力，MPa；pwf——井底流壓，MPa；pe——地層壓力，MPa；v——進(jìn)入油體中的水體向井底的流速，m/s；vw——底水向油體的流速，m/s；vgs——高滲空間水體的流速，m/s；vds——低滲空間水體的流速，m/s；ρo——原油密度，kg/m3；ρo,w——油水兩相的混合密度，kg/m3；ho——油層厚度，m；vf——流體在地層中流動(dòng)速度，m/s；hh——井筒油柱高度，m；vh——流體在井筒中流動(dòng)速度，m/s；g——重力加速度，m/s2；Δpf——流動(dòng)摩阻損失，MPa；Lp——累計(jì)產(chǎn)液量，104t。下標(biāo)：0，1，2，3——生產(chǎn)初始階段及生產(chǎn)t1、t2、t3時(shí)間。

與純粹單相油流動(dòng)相比，兩相流動(dòng)將消耗更大的能量，井底流壓pwf降低，從而pwh降低。

DE段。油井見(jiàn)水前外圍為水油復(fù)合區(qū)[8]，因?yàn)樗酿ざ刃?，因而水體突破油體，即井口出現(xiàn)油壓上升的異常反應(yīng)。由流體力學(xué)CFD軟件模擬的水侵入溶洞前、剛侵入溶洞以及侵入溶洞后油相、流線、速度及壓力分布的變化[9]可以看出，當(dāng)溶洞中有水體侵入時(shí)，溶洞內(nèi)部壓力場(chǎng)和速度場(chǎng)將受到擾動(dòng)，原本均勻分布的壓力場(chǎng)出現(xiàn)局部高壓或低壓區(qū)，形成震蕩的壓力波。井口壓力顯示：水體剛侵入時(shí)井口壓力升高，侵入一段時(shí)間后壓力則降低。

上述分析均假設(shè)地層壓力保持不變，水體與溶洞有良好的連接，水侵入會(huì)對(duì)溶洞系統(tǒng)產(chǎn)生壓力干擾影響，因而油井見(jiàn)水前會(huì)有異常信號(hào)影響。但也有部分井見(jiàn)水前無(wú)異常信號(hào)，當(dāng)水體距離油體較遠(yuǎn)時(shí)，向油體方向水侵速度不斷減小，從而壓力震蕩不斷減弱，到井底時(shí)擾動(dòng)很小，便不會(huì)產(chǎn)生壓力異常。

以上分析說(shuō)明，水侵會(huì)使溶洞系統(tǒng)壓力發(fā)生震蕩，這種震蕩會(huì)以壓力波的形式很快傳到溶洞體內(nèi)的各個(gè)位置，因此對(duì)井底流壓會(huì)有一定的影響；并且根據(jù)節(jié)點(diǎn)分析思想，pwf變化時(shí)，pwh也變化，在生產(chǎn)指標(biāo)信號(hào)上會(huì)有流壓、油壓、套壓或產(chǎn)量的異常反映，因此托錐后期或底水上侵后期是控制含水、防止水體快速推進(jìn)的有利時(shí)機(jī)。

1.2 油井見(jiàn)水前異常信號(hào)統(tǒng)計(jì)

對(duì)塔河油田 180口已見(jiàn)水高產(chǎn)井的統(tǒng)計(jì)表明，在工作制度穩(wěn)定的前提下，有63%（113口）的井在見(jiàn)水前即托錐期會(huì)出現(xiàn)油（套）壓或者產(chǎn)量的異常波動(dòng)，主要表現(xiàn)為壓力上升，壓力有變化井95口，占84%；113口井中86%的井異常信號(hào)持續(xù)時(shí)間在半年之內(nèi)。如某口高產(chǎn)井，位于斜坡上的局部構(gòu)造高部位，鉆遇溶洞型儲(chǔ)集體，2008年3月11日油壓由19.1 MPa上升為20.8 MPa；同時(shí)日產(chǎn)油由51.3 t上升為68.8 t，該井出現(xiàn)油壓、產(chǎn)量異常，持續(xù)4個(gè)半月后見(jiàn)水（見(jiàn)圖4）。

圖4 塔河奧陶系油藏某高產(chǎn)井采油曲線

塔河油田奧陶系油藏多數(shù)高產(chǎn)井見(jiàn)水前具有異常信號(hào)，因此可從捕捉異常信號(hào)入手，根據(jù)見(jiàn)水前異常信號(hào)建立預(yù)警機(jī)制，有效指導(dǎo)生產(chǎn)控制，延長(zhǎng)無(wú)水采油期。

2 高產(chǎn)井見(jiàn)水影響因素

根據(jù)李傳亮的水侵計(jì)算公式[10]，溶洞型和裂縫-孔洞型油藏水侵影響因素有：油井產(chǎn)量、油層滲透率、油水密度差、含油高度、打開(kāi)程度、油井避水高度、地層原油黏度、供油半徑及水體大小等[11]。

通過(guò)對(duì)暴性水淹和含水快速上升的64口井進(jìn)行分析，結(jié)合塔河縫洞型油藏的特點(diǎn)，將導(dǎo)致油井水淹或高含水的影響因素歸納為以下3種類型。

2.1 地質(zhì)因素

主要包括構(gòu)造、斷裂、儲(chǔ)集層、油水關(guān)系等。分析的64口井中，27口井含水主要影響因素屬于此類，占分析井的42%。

2.2 工程因素

塔河油田水體活躍區(qū)域油井鉆入目的層厚度、完井方式（是否酸壓）、上部地層的固井質(zhì)量、下部深層近井筒活躍水體的控制程度及壓裂改造工程質(zhì)量等也是導(dǎo)致含水上升的重要因素。

7口井含水主要影響因素屬于此類，占分析井的11%。

2.3 生產(chǎn)管理等開(kāi)發(fā)因素

由于開(kāi)發(fā)過(guò)程中對(duì)油藏認(rèn)識(shí)不足、管理不到位、控水和治水措施不力以及連通的鄰井注水、生產(chǎn)的影響，導(dǎo)致含水上升過(guò)快，甚至暴性水淹，將嚴(yán)重影響油藏的開(kāi)發(fā)效果。生產(chǎn)管理中因放大油嘴、提液等措施造成油井過(guò)早見(jiàn)水或水淹的現(xiàn)象很普遍。

30口井因前期產(chǎn)能高或油嘴過(guò)大造成停產(chǎn)或高含水生產(chǎn)，占分析井的47%。

3 高產(chǎn)井見(jiàn)水風(fēng)險(xiǎn)預(yù)警機(jī)制

根據(jù)上述研究，結(jié)合塔河油田各區(qū)塊具體情況，建立了水侵風(fēng)險(xiǎn)評(píng)價(jià)指標(biāo)（見(jiàn)表 1），包括地質(zhì)因素、工程因素、開(kāi)發(fā)因素及油井見(jiàn)水前異常信號(hào) 4大項(xiàng)共31項(xiàng)指標(biāo)，形成了塔河油田縫洞型油藏高產(chǎn)井預(yù)警技術(shù)，以便及早發(fā)現(xiàn)油井水侵的信號(hào)并盡快采取適宜的控水穩(wěn)油措施。水侵預(yù)警級(jí)別為 5級(jí)：紅色、橙色、黃色、藍(lán)色和綠色，分別代表由重到輕的見(jiàn)水風(fēng)險(xiǎn)嚴(yán)重程度。各評(píng)價(jià)指標(biāo)依據(jù)其對(duì)實(shí)際生產(chǎn)的影響程度分3級(jí)給定權(quán)重系數(shù)，得出風(fēng)險(xiǎn)分級(jí)。如評(píng)分為 80～100則為紅色預(yù)警，見(jiàn)水風(fēng)險(xiǎn)非常大，說(shuō)明本井已出現(xiàn)明顯異常信號(hào)，單元內(nèi)鄰井大部分水淹，水錐可能已到井底，預(yù)計(jì)本井半年內(nèi)見(jiàn)水風(fēng)險(xiǎn)達(dá) 80%以上。應(yīng)對(duì)措施：立即逐級(jí)縮小油嘴并加密含水監(jiān)測(cè)至每小時(shí)1次，立即安排測(cè)流壓。

2011年對(duì)塔河油田奧陶系碳酸鹽巖油藏146口未見(jiàn)水高產(chǎn)井進(jìn)行見(jiàn)水預(yù)警分析，認(rèn)為25口井見(jiàn)水風(fēng)險(xiǎn)大，跟蹤對(duì)比分析預(yù)警效果：①對(duì)見(jiàn)明顯異常信號(hào)的10口井中的9口井采取縮嘴控錐措施，目前均未見(jiàn)水，而另1口未采取調(diào)控措施的井則見(jiàn)水；②另有15口見(jiàn)水風(fēng)險(xiǎn)略低的井目前暫未調(diào)控，但加密了產(chǎn)量、壓力動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)計(jì)量頻次。

表1 縫洞型油藏油井見(jiàn)水風(fēng)險(xiǎn)分級(jí)評(píng)價(jià)指標(biāo)及某井評(píng)價(jià)實(shí)例

4 結(jié)論

塔河油田奧陶系溶洞型和裂縫-孔洞型油藏開(kāi)采過(guò)程中，底水經(jīng)歷水侵前—成錐期—托錐期—突破期4個(gè)階段的變化。托錐后期，水侵會(huì)使溶洞系統(tǒng)的壓力發(fā)生震蕩，這種震蕩會(huì)對(duì)井底流壓產(chǎn)生一定的影響；根據(jù)節(jié)點(diǎn)分析思想，井底流壓變化時(shí)，井口油壓也產(chǎn)生變化，在生產(chǎn)指標(biāo)上會(huì)有流壓、油壓、套壓或產(chǎn)量的異常信號(hào)。對(duì)塔河油田 180口已見(jiàn)水高產(chǎn)井的統(tǒng)計(jì)表明，有 63%的井在托錐期會(huì)出現(xiàn)油（套）壓或者產(chǎn)量的異常波動(dòng)。根據(jù)影響油井見(jiàn)水的地質(zhì)因素、工程因素、生產(chǎn)管理因素及油井見(jiàn)水前異常信號(hào)，總結(jié)出縫洞型油藏油井見(jiàn)水風(fēng)險(xiǎn)分級(jí)評(píng)價(jià)的31項(xiàng)指標(biāo)，形成了高產(chǎn)井預(yù)警技術(shù)，以便及早發(fā)現(xiàn)油井水侵的信號(hào)，采取相應(yīng)的控水穩(wěn)油措施。2011年油田現(xiàn)場(chǎng)生產(chǎn)實(shí)際應(yīng)用表明，預(yù)警評(píng)價(jià)技術(shù)預(yù)警效果好，延長(zhǎng)了油井無(wú)水采油期。

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