潘昭才 袁曉滿 谷 雨 王俊芳 補璐璐 顧雪梅

（1.塔里木油田分公司開發(fā)事業(yè)部，新疆庫爾勒 841000；2.華北油田公司采油一廠，河北任丘 062552）

縫洞型碳酸鹽巖油藏油井高含水期關(guān)井壓錐技術(shù)優(yōu)化

潘昭才1袁曉滿1谷 雨1王俊芳1補璐璐1顧雪梅2

（1.塔里木油田分公司開發(fā)事業(yè)部，新疆庫爾勒 841000；2.華北油田公司采油一廠，河北任丘 062552）

針對某古潛山A區(qū)塊，高含水期關(guān)井壓錐指標(biāo)體系不完善、部分指標(biāo)確定不盡合理、細(xì)化量化程度不夠等問題采用綜合評判的方法，提出了新的評判指標(biāo)界限：關(guān)井壓錐效果評價指標(biāo)3項，地質(zhì)選井條件和技術(shù)參數(shù)9項，能更科學(xué)、更真實反映實際情況。分析認(rèn)為在進(jìn)行高含水期關(guān)井壓錐時應(yīng)優(yōu)先選擇關(guān)井壓錐效果好的油井，慎重選擇效果中等的油井，擯棄效果差的油井。研究方法可為同類型油藏開展高含水期關(guān)井壓錐提供借鑒。

高含水期；關(guān)井壓錐；選井條件；技術(shù)參數(shù)；綜合評判

油井高含水期關(guān)井壓錐技術(shù)在理論研究、室內(nèi)實驗以及礦場實踐中，取得了諸多的進(jìn)展和成效，但在關(guān)井壓錐效果評價、地質(zhì)選井條件分析和技術(shù)參數(shù)優(yōu)化等方面，還存在著指標(biāo)體系不完善、部分指標(biāo)確定不盡合理、細(xì)化量化程度不夠等方面的問題。例如在關(guān)井壓錐效果評價上，原來只有有效期和增油量，沒有考慮壓錐期間油井關(guān)井損失的產(chǎn)量；在技術(shù)參數(shù)優(yōu)化上，油井關(guān)井壓錐后工作制度的選擇，原來提出保持在前期正常生產(chǎn)時產(chǎn)液量的75%左右，但在礦場實踐中，對于關(guān)井壓錐效果好的油井，在井口壓力恢復(fù)穩(wěn)定值較高的條件下，油井生產(chǎn)能力較強，液量變化系數(shù)（關(guān)井壓錐前后油井日產(chǎn)液的比值）可以大于75%；在選井條件上，原來沒有單井剩余可采儲量規(guī)模的標(biāo)準(zhǔn)，含水上升類型對關(guān)井壓錐效果的影響不夠精準(zhǔn)；在評價指標(biāo)的量化上，能夠量化的單井邊底水能量指標(biāo)沒量化等。針對上述問題和不足，筆者在對礦場高含水期關(guān)井壓錐選井條件分析和技術(shù)參數(shù)優(yōu)化的基礎(chǔ)上，采用綜合評判的方法，完善了該區(qū)塊分類評判指標(biāo)界限。

1 關(guān)井壓錐機(jī)理

底水錐進(jìn)是由于井底附近生產(chǎn)壓差大于地層的水油重力差而產(chǎn)生［1］。

式中，Δp為生產(chǎn)壓差，MPa；ρw、ρo分別為地層水、原油密度，g/cm3；h為從產(chǎn)層底至油水界面的垂直距離，m。

關(guān)井壓錐的控水機(jī)理就是針對高含水期油井實行 “關(guān)井—開井”周期性生產(chǎn)方式［2］。對于高含水低產(chǎn)井或無生產(chǎn)能力的油井，關(guān)井停止生產(chǎn)以后，井底附近沒有了生產(chǎn)壓差，油水在重力作用下產(chǎn)生分異，水錐逐漸回落，原油不斷向井底聚集；開井生產(chǎn)以后，油井的含水率下降，油井的生產(chǎn)能力恢復(fù)或提高；當(dāng)油井的含水率又逐步上升，生產(chǎn)能力很低以后，須進(jìn)入下一個周期的關(guān)井壓錐。如此循環(huán)往復(fù)，直到最終關(guān)井壓錐技術(shù)措施失效為止。

2 選井條件分析

2.1 單井控制剩余可采儲量規(guī)模對油井關(guān)井壓錐效果的影響

一方面縫洞型油藏單井控制的可采儲量規(guī)模越大，油井的生產(chǎn)能力就越高，生產(chǎn)壓差也就越大，水錐凸起高度也就亦大，當(dāng)油井在高含水期關(guān)井壓錐時，水錐回落的速度比較快，回落的幅度也比較大。另一方面，縫洞型油藏水驅(qū)油過程中的嚴(yán)重不均衡性，導(dǎo)致波及系數(shù)比較低，剩余的可采儲量也比較多，這就為油井高含水期關(guān)井壓錐提供了物質(zhì)基礎(chǔ)。

通過計算和對比分析看出，其平均剩余可采儲量達(dá)到9.73×104t，關(guān)井壓錐效果好，平均有效期225 d，平均單井次增油量1 834 t，平均單井次純增油量1 039 t，而單井控制剩余可采儲量規(guī)模小于2×104t的油井，關(guān)井壓錐效果較差（見表1）。

表1 不同單井儲量規(guī)模下的關(guān)井壓錐效果對比

2.2 邊底水能量對油井關(guān)井壓錐效果的影響

單井的邊底水能量越強，表明油井的水體與油體的連通性越好，邊底水錐進(jìn)的動力就越強，所形成的水錐高度也就越大，因而關(guān)井壓錐的效果比較好，反之較差。

邊底水能量強的油井，平均有效期143 d，平均單井次增油量和平均單井次純增油量分別為1 494 t、776 t。能量中等的油井關(guān)井壓錐效果次之，能量弱的油井關(guān)井壓錐效果最差（見表2）。

表2 不同單井天然能量下的關(guān)井壓錐效果對比

2.3 底水上升規(guī)律對油井關(guān)井壓錐效果的影響

依據(jù)油井見水后生產(chǎn)時間與含水變化形態(tài)，把單井含水率變化劃分為3種基本類型［3］，即含水臺階式上升型、含水波動式上升型、含水快速式上升型。

礦場關(guān)井壓錐實踐表明：這3種不同含水類型油井關(guān)井壓錐效果差別較大。其中含水多臺階式上升型和寬波動式上升型關(guān)井壓錐效果較好，平均單井次有效期長，單井次增油量和純增油量較多，而含水快速式上升型油井，關(guān)井壓錐效果較差（表3）。

表3 不同油井含水上升類型下的關(guān)井壓錐效果對比

產(chǎn)生這種現(xiàn)象的原因，與油井所鉆遇的不同縫洞系統(tǒng)、不同的油水分布模式密切相關(guān)。

（1）含水臺階式上升型。該類井在含水初期出現(xiàn)1個或多個臺階狀的含水突然上升拐點，表明其所鉆遇儲集體往往與附近1個或多個高滲帶溝通，而且高滲帶之間存在致密隔擋。這種由儲層與非儲層間互組合而成的多個縫洞系統(tǒng)，在油井含水生產(chǎn)的過程中，致密層的存在能夠?qū)λF的快速形成起到一定的阻隔作用，抑制油井的含水上升速度，減緩生產(chǎn)能力的下降。這是這種含水上升類型油井關(guān)井壓錐效果較好的原因之一。

（2）含水波動式上升型。其所鉆遇的縫洞系統(tǒng)，一般由多個縫洞體組合而成，包括橫向連通、縱向連通以及復(fù)合式連通等多種分布模式［4］，其內(nèi)部流體分布比較復(fù)雜，油水界面不一致，壓力系統(tǒng)不統(tǒng)一，因而在油井含水生產(chǎn)過程中，隨著不同縫洞體的開啟生產(chǎn)，容易造成油井含水曲線“升—降—升”的變化形態(tài)。這種多儲集體、多縫洞單元系統(tǒng)，在油井含水生產(chǎn)的過程中，往往在井底附近形成一個山峰狀水錐，有利于油井高含水期的關(guān)井壓錐取得較好效果。

（3）含水快速式上升型。這類井見水以后，油井含水連續(xù)快速上升到80%以上，甚至暴性水淹，喪失生產(chǎn)能力：一是油井所在的儲集體通過天然的或人工的大型裂縫與下部水體連通，隨著生產(chǎn)的持續(xù)進(jìn)行，油井周圍地層壓力減小，底水沿著裂縫快速竄入到井底，迅速占據(jù)了原油的流動通道，油井生產(chǎn)能力迅速下降，該類型水體為線性竄進(jìn)，關(guān)井壓錐效果不明顯；二是對于溶洞發(fā)育的儲集類型，水驅(qū)油幾乎是以活塞式方式推進(jìn)，當(dāng)油水界面抬升到生產(chǎn)井底以后，油井含水快速上升，這種井高含水以后，在井底油水界面呈近似水平狀態(tài)，水錐高度很小，甚至無水錐，關(guān)井壓錐的效果較差；三是對于原始油水界面已在井底附近的油井，投產(chǎn)時含水比較高，隨著生產(chǎn)的繼續(xù)進(jìn)行，油井含水也快速上升。這種類型的油井關(guān)井壓錐效果也不好。

2.4 生產(chǎn)層段離油水界面的距離對油井關(guān)井壓錐效果的影響

當(dāng)油井主產(chǎn)層在動態(tài)油水界面以上，且油水界面離產(chǎn)層段的距離越近，水錐形成的時間越早，水錐成長的速度就越快，水錐的形態(tài)越陡，當(dāng)油井高含水關(guān)井后，在油水重力差異作用下，水錐回落的速度幅度比較大，關(guān)井壓錐的效果比較好。當(dāng)油水界面升至生產(chǎn)層段以上后，儲集體基本水淹，也就不存在水錐，因而關(guān)井壓錐的效果明顯變差。

2.5 前期縮嘴壓錐或控液壓錐是否有效對油井關(guān)井壓錐效果的影響

關(guān)井壓錐與縮嘴或控液壓錐的原理相同，均是通過減小生產(chǎn)壓差，使油水在重力作用下重新分異。但縮嘴或控液壓錐是通過減小產(chǎn)液能力而減小了油井的生產(chǎn)壓差，而關(guān)井壓錐，油井不生產(chǎn)，也無生產(chǎn)壓差，壓差減少的幅度更大?？s嘴或控液壓錐一般是在中低含水期進(jìn)行，以控制油井的含水快速上升為主，而關(guān)井壓錐是在油井高含水期進(jìn)行，以恢復(fù)或提高油井的生產(chǎn)能力為主。礦場實踐表明：縮嘴或控液壓錐有效的油井，在油水界面抬升至生產(chǎn)層段以前，關(guān)井壓錐一般都有效。

3 技術(shù)參數(shù)優(yōu)化

3.1 關(guān)井時機(jī)

油井進(jìn)入高含水期時進(jìn)行關(guān)井壓錐效果明顯，主要原因為：（1）高含水期含水上升速度逐漸趨于平緩，油井的生產(chǎn)能力已經(jīng)降得很低，此時關(guān)井壓錐對油井的產(chǎn)量影響小；同時，在礦場實踐中可以看到，無論是臺階式上升型或是波動式上升型，在初期含水快速上升一段以后，隨后進(jìn)入含水率上升相對緩慢階段，而且這個階段生產(chǎn)時間較長，較多的剩余油要在此時期采出，因此，關(guān)井壓錐時機(jī)選在油井高含水期較為適宜；（2）進(jìn)入高含水期，油水界面距離生產(chǎn)井底較近，油井的水錐高度較大，關(guān)井壓錐后水錐的回落速度亦較快；數(shù)值模擬結(jié)果表明［5］：生產(chǎn)30 d時，水錐高度只有3 m，關(guān)井30 d后水錐高度僅下降了1.1 m ；而生產(chǎn)330 d時，水錐高度高達(dá)59 m，同樣關(guān)井30 d，水錐高度下降幅度較大，為12 m，因此，關(guān)井壓錐的時間不宜太早，也不宜太晚，最佳時機(jī)應(yīng)該是水錐接近生產(chǎn)井底時，此時關(guān)井壓錐效果較為明顯；（3）礦場實踐表明：高含水期油井關(guān)井壓錐效果比較好。根據(jù)22口井77個關(guān)井壓錐井次得出含水率與單井次增油量的關(guān)系如圖1。

圖1 關(guān)井壓錐含水率與增油量的關(guān)系

圖1存在2個明顯的界面。首先是油井含水率大于70%時，單井次增油量的點分布集中，占90%以上。因此，油井含水率大于70%可作為關(guān)井壓錐的最低含水率界限。其次當(dāng)油井含水率大于80%時，不但單井次增油量的點分布更為密集，占比高達(dá)80%左右，并且在橫軸上呈寬帶狀分布，反映部分井次增油量有逐漸增大的趨勢。16口井42個關(guān)井壓錐井次含水率與單井次純增油量關(guān)系，也表明了這樣的趨勢（見圖2）。因此，含水率大于80%可作為油井關(guān)井壓錐的較佳含水界限。

圖2 關(guān)井壓錐含水率與純增油量的關(guān)系

3.2 關(guān)井時間

地層的油水重力差是底水油井壓錐的動力，不同油井地層物性參數(shù)以及水錐高度不同，關(guān)井壓錐后水錐回落到油水界面的時間則不同。關(guān)井時間越長，水錐回落的高度就越大，對控水更有利。但關(guān)井時間太長，會影響油井的生產(chǎn)時效。關(guān)井時間太短，水錐回落的高度較小，也不利于控制油井底水的錐井。數(shù)值模擬結(jié)果表明［5］：在關(guān)井初期，水錐消退得比較快，后期水錐消退速度逐步減緩；關(guān)井時間越長，水錐消退得越快，開井生產(chǎn)的效果也就越好。因此，要在關(guān)井時間和產(chǎn)量之間找到開采效果的平衡點，既能在一定程度上抑制水錐，又能保持較好的生產(chǎn)時效。由于無法準(zhǔn)確計算水錐回落的高度和速度，所以無法定量掌握關(guān)井的時間，但在礦場關(guān)井壓錐實施過程中，可以根據(jù)油井歷次關(guān)井壓錐效果摸索其合理的關(guān)井時間。相對合理的關(guān)井時間，一般應(yīng)滿足2個基本條件：一是油井關(guān)井壓錐的效果好、有效期長、增油量多，特別是單井次純增油量多；二是油井關(guān)井壓錐以后，當(dāng)井口壓力恢復(fù)到基本平穩(wěn)時，反映地下油水分異作用大體結(jié)束。

圖3為16口井42個井次純增油量與關(guān)井時間的關(guān)系，當(dāng)關(guān)井時間大于50 d以上時，單井次純增油點分布較為密集，并且橫向上呈寬帶狀分布，反映部分井次純增油量呈遞增的趨勢。因此，關(guān)井時間大于50 d以上可作為最低關(guān)井時間。

圖3 關(guān)井時間與純增油量關(guān)系

圖4為17口井43個井次純增油與井口壓力恢復(fù)最大值的關(guān)系。可以看出，部分井次隨著井口壓力恢復(fù)值的增大，單井次純增油量亦有增高的趨勢；井口壓力恢復(fù)值大于12 MPa小于15 MPa時，單井次純增油量點分布較多，而且在橫軸上呈現(xiàn)條帶狀分布。該結(jié)果說明：油井關(guān)井以后，當(dāng)井口壓力恢復(fù)逐漸趨于穩(wěn)定，并且穩(wěn)定值較高時，有利于地下油水分異作用較為充分地進(jìn)行，以使井筒周圍集聚較多的原油，提高油井的生產(chǎn)能力。

圖4 井口壓力穩(wěn)定值與純增油量關(guān)系

例如A井，第1和第4輪次關(guān)井壓錐時間相對較長，井口壓力恢復(fù)的穩(wěn)定值較高，分別為12.5 MPa、13.0 MPa，在其他條件相近的條件下，有效期176～231 d，單井次增油量 3 182～3 630 t，單井次純增油量2 167～3 318 t，而第2、第3輪次關(guān)井時間較短，井口壓力恢復(fù)值較小，有效期短、增油量小，甚至純增油量為負(fù)值 （見表4） 。

表4 A井井口壓力恢復(fù)值與關(guān)井壓錐效果對比

關(guān)井壓錐效果較好的油井，關(guān)井時間相對較短，井口壓力恢復(fù)的穩(wěn)定值也較高，說明油水分異速度越快，井口壓力恢復(fù)的穩(wěn)定值越高，與關(guān)井壓錐效果呈正相關(guān)。反之亦然（見表5）。

表5 A區(qū)塊井口壓力恢復(fù)值和液量變化系數(shù)與關(guān)井壓錐效果對比

3.3 開井工作制度

油井關(guān)井壓錐后開井生產(chǎn)，工作制度過大，會造成底水的再次迅速上升，加劇油井水淹；而開井工作制度太小會影響生產(chǎn)時效。因此，開井工作制度應(yīng)控制在較為合理的范圍。由礦場17口井43個井次液量變化系數(shù)和單井次純增油量關(guān)系（見圖5）看出：（1）隨著液量變化系數(shù)的提高，單井次純增油量有增大的趨勢，說明關(guān)井壓錐后開井工作制度對增產(chǎn)效果較為敏感；（2）當(dāng)液量變化系數(shù)大于0.8時，單井次純增油量在橫軸方向上呈寬帶狀分布，反映部分井次純增油量亦有增加的趨勢，因此，開井時油井的產(chǎn)液量至少應(yīng)保持在前期正常生產(chǎn)時的80%以上。

圖5 液量變化系數(shù)與純增油量關(guān)系

4 各項指標(biāo)綜合評判

在前述分析的基礎(chǔ)上，采用綜合評判的方法進(jìn)一步完善了A區(qū)塊關(guān)井壓錐效果評價指標(biāo) （見表6）。

表6 A區(qū)塊關(guān)井壓錐綜合評判指標(biāo)界限

綜合評判指標(biāo)共有12項，其中效果評價指標(biāo)3項，包括有效期、增油量和純增油量［6］。選井條件5項，分別為單井天然能量、單井剩余可采儲量、油井含水上升類型、中低含水期縮嘴或控液壓錐效果以及生產(chǎn)層段離油水界面距離。技術(shù)參數(shù)優(yōu)化設(shè)計4項，包括關(guān)井時油井含水界限、關(guān)井時間、井口壓力恢復(fù)穩(wěn)定值和液量變化系數(shù)。

5 結(jié)論

（1）今后組織實施高含水期關(guān)井壓錐時，應(yīng)優(yōu)選條件好的油井，慎重選擇條件中等的油井，擯棄條件差的油井。

（2）關(guān)井壓錐優(yōu)選井條件：單井剩余可采儲量大于5×104t；單井天然能量強；前期含水變化為多臺階式或?qū)挷▌邮缴仙?；中低含水期縮嘴或控液壓錐效果明顯、主要生產(chǎn)層段離油水界面遠(yuǎn)。

（3）關(guān)井壓錐技術(shù)參數(shù)：關(guān)井壓錐效果好的油井，油井關(guān)井壓錐前較佳含水率界限應(yīng)大于80%，關(guān)井時間小于80 d，井口壓力恢復(fù)穩(wěn)定值大于13 MPa，液量變化系數(shù)大于1.3；關(guān)井壓錐效果中等的油井，關(guān)井壓錐前最低含水率界限應(yīng)大于70%，關(guān)井時間80～100 d，井口壓力恢復(fù)穩(wěn)定值 10～13 MPa，液量變化系數(shù) 1.1～1.3。

（4）關(guān)井壓錐效果評價：關(guān)井壓錐效果好的油井，有效期大于100 d，平均單井次增油量大于1 000 t，平均單井次純增油量大于500 t；關(guān)井壓錐效果中等的油井，有效期50～100 d，平均單井次增油量500～1 000 t，平均單井次純增油量介于負(fù)值至500 t之間。

［1］ 史英，顏菲.縫洞型底水油藏控水壓錐技術(shù)研究［J］.科技咨詢，2000（5）：10，12.

［2］ 譚承軍.巖溶縫洞型碳酸鹽巖油藏出水井的壓錐與提液［J］.試采技術(shù)，2005，26（4）：22-24.

［3］ 劉莉莉，陳小風(fēng)，崔力公.塔河油田縫洞型碳酸鹽巖油藏含水變化主要影響因素分析［J］.內(nèi)蒙古石油化工，2008（2）：109-110.

［4］ 張林艷.塔河油田奧陶系縫洞型碳酸鹽巖油藏的儲層連通性及其油（氣）水分布關(guān)系［J］.中外能源，2006，11（5）：32-35.

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［6］ 李傳亮，楊學(xué)鋒.底水油藏的壓錐效果分析［J］.大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，2006，25（5）：45-46.

（修改稿收到日期 2013-06-25）

Shut-in coning technique optimization in fracture-cave carbonate reservoir with bottom water

PAN Shaocai1, YUAN Xiaoman1, GU Yu1, WANG Junfang1, BU Lulu1, GU Xuemei2
（1. Exploration and Development Department,Tarim Oilfield Company,SINOPEC,Korla841000,China;2. No.1Oil Production Plant,Huabei Oilfield Company,Renqiu062552,China）

Taking a fracture-cave carbonate reservoir with bottom water in some ancient buried hill as research subject, based on analyzing shut-in coning well selection conditions of single wells in high water cut stage and optimizing technical parameter, new evaluation indexes were proposed to improve the existing evaluation indexes by adopting comprehensive evaluation method. The current index system has some problems, for example, index system is not perfect; some indicators are not unreasonably determined and quantify and refinement degree of some are insufficient. The new system is include three effect evaluation indexes for well shut-in coning and nine geological well selection conditions and technical parameters, which could be more scientific, more real to reflect the actual situation. In conclusion, oil wells that have prefect shut-in coning effect should be preferable; the moderate effects wells are carefully chose and the poor effect oil wells should be abandoned when shut-in well and coning at high water cut stage. This method could provide reference to similar block or reservoir well shut-in and coning at high water cut stage.

high-water-cut stage; shut-in coning technique; well selection conditions; technical parameter; comprehensive evaluation

潘昭才， 袁曉滿， 谷雨，等. 縫洞型碳酸鹽巖油藏油井高含水期關(guān)井壓錐技術(shù)優(yōu)化［J］. 石油鉆采工藝，2013，35（4）：65-69.

TE344

：A

1000–7393（2013） 04–0065–05

潘昭才，1972年生。1996年畢業(yè)于西南石油學(xué)院采油工程專業(yè)，現(xiàn)從事油氣田開發(fā)研究工作，高級工程師。電話：0996-2171359。E-mail：panzc-tlm@petrochina.com.cn。

〔編輯 付麗霞〕