劉玉峰，趙 輝，侯景濤，蘇幽雅，徐 寧，郭文娟

（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

1 存在的問題

1.1 油水界面定義

油水界面：帶氣頂油藏或油藏中油層的底部界面。理論上只有油水兩相流體時(shí)，油水之間存在一個清晰且水平的油水界面。當(dāng)?shù)叵聨r石中儲集油水兩相流體時(shí)，由于受毛細(xì)管壓力的作用，油水之間的界面不清晰，往往以油水過渡帶狀態(tài)存在。儲層物性越差，毛細(xì)管壓力越高，油水過渡帶的厚度越大。儲層物性越差，受構(gòu)造控制的程度越低，當(dāng)儲層物性小到一定數(shù)量級時(shí)，油藏就會以巖性為主控方式存在[1]（見圖1）。

1.2 油水界面分類

按照油水界面形態(tài)，將油水界面分成：水平油水界面、不規(guī)則油水界面、傾斜油水界面（見圖2）。

1.3 油水界面——以C 區(qū)延X 油藏為例

通過單井油水界面標(biāo)定，C 區(qū)延X 油藏油水界面從南到北油水界面從320 m 上升到338 m，呈階梯狀抬升，與常規(guī)認(rèn)識的水平狀油水界面存在很大差異。傾斜狀油水界面對油藏圈定、儲量計(jì)算、產(chǎn)能建設(shè)、后期開發(fā)及開發(fā)指標(biāo)預(yù)測帶來非常大的影響，傾斜油水界面的成因需進(jìn)一步探討。

圖2 油水界面形態(tài)分類圖

2 傾斜油水界面成因探討

理論上分析，造成油水界面傾斜（見圖3）的原因主要有兩個：一個是地下現(xiàn)今地層中水的運(yùn)動作用，另一個是儲層非均質(zhì)性。

圖3 傾斜油水界面圖

2.1 水動力成因

當(dāng)?shù)叵滤鲃訒r(shí)，會在流動方向上產(chǎn)生一個壓力梯度，B 點(diǎn)油水界面被抬起，如果油水界面傾角為α，則AB 兩點(diǎn)之間的壓力梯度為[2]：

與此壓力梯度相對應(yīng)的地下水滲流速度為：

C 區(qū)延X 油藏規(guī)模南北5 km，油水界面高度差為18 m，經(jīng)計(jì)算α=0.2°，地下水黏度μ=0.7 mPa·s，儲集層滲透率K=20×10-3μm2，地下水油密度差Δρwo=0.3 g/cm3。

油水界面傾角α=0.2°，經(jīng)計(jì)算：v=0.000 3 m/d，從上面的計(jì)算可以看出：油水界面的傾斜要求地下水有一定的滲流速度，需要地面有地下水補(bǔ)充，另一端存在地下水流出的出口。

2.2 儲層非均質(zhì)性成因

根據(jù)油水兩相動力學(xué)特征，驅(qū)動力的大小主要受毛管阻力的影響，滲透性越差的地層毛管阻力越大。流體在高滲層流動快，在低滲層流動慢。當(dāng)混合油氣的流體在高滲層中流動時(shí)，油氣分子在浮力作用下向上運(yùn)動，到達(dá)低滲單元界面仍不會停止，緩慢進(jìn)入到低滲單元中，這一過程不斷重復(fù)，低滲單元中就會充滿油氣。當(dāng)達(dá)到一定壓力時(shí)，低滲層油氣緩慢滲入到高滲層中，由于毛細(xì)管壓力，低滲層中油滲出的相對量較小，油水界面相對較低，高滲單元作為流體流動通道，形成較高的油水界面。

2.2.1 古水流方向?qū)ξ镄缘挠绊?砂體沉積厚度反映出古水流方向，越靠近物源方向水動力越強(qiáng)，沉積厚度越大，分選性越好，沉積的顆粒越粗，物性相對越好。離物源區(qū)越遠(yuǎn)，水動力越弱，分選性越差，物性越差。

2.2.2 油水界面標(biāo)定 通過對單井油水界面標(biāo)定，結(jié)合剖面特征，以含油邊界作為邊界，繪制C 區(qū)延X 油藏油水界面等值線圖，可以看出油水界面具有北高南低，呈階梯狀分布的特點(diǎn)。

2.2.3 油水界面與物性的關(guān)系 滲透率與油水界面具有較好的相關(guān)性，滲透率越好，油水界面越高，滲透率越差，油水界面越低。

3 應(yīng)用效果評價(jià)

3.1 含油面積圈定

在精細(xì)構(gòu)造及砂體刻畫的基礎(chǔ)上，結(jié)合油水界面變化情況，對油藏面積進(jìn)行精確圈定，東面主要受巖性控制，西面受構(gòu)造控制，油水界面從北到南從338 m 逐漸過渡到320 m，共預(yù)測含油面積3.8 km2。

3.2 儲量計(jì)算

容積法計(jì)算儲量：

式中：N-石油地質(zhì)儲量，104t；AO-含油面積，km2；h-有效厚度，m；φ-有效孔隙度，%；Soi-含油飽和度，%；ρoa-地面原油密度，g/cm3；Boi-體積系數(shù)。

通過油水界面對單井有效厚度進(jìn)行重新標(biāo)定，以Y 井為例，以往計(jì)算單井控制儲量中的有效厚度以測井解釋有效厚度為準(zhǔn)，有效厚度值為8 m，現(xiàn)采用油水界面以上的砂體厚度作為有效厚度，通過標(biāo)定后有效厚度為3.7 m，兩者相差較大。通過計(jì)算，C 區(qū)延X 油藏以往計(jì)算儲量為70.4×104t，利用油水界面標(biāo)定法計(jì)算儲量為54.5×104t，儲量結(jié)果存在差別較大，油水界面標(biāo)定法計(jì)算儲量可靠性更強(qiáng)。

3.3 剩余可采儲量分布

3.3.1 剩余可采儲量計(jì)算方法 利用油水界面標(biāo)定法計(jì)算出單井控制儲量，通過借鑒同類油藏開發(fā)經(jīng)驗(yàn)，按最終采收率為25 %計(jì)算出單井可采儲量，再用單井可采儲量減去目前單井采出量得到剩余可采儲量。

3.3.2 剩余可采儲量分布 通過剩余可采儲量分布圖可以看出，剩余可采儲量與儲層物性具有很好的相關(guān)性，低油水界面區(qū)儲層物性差，采出程度低，剩余可采儲量相對較高。高油水界面區(qū)儲層物性好，采出程度高，剩余可采儲量相對較低。搞清剩余可采儲量分布規(guī)律，對后期開發(fā)政策調(diào)整及下步滾動建產(chǎn)提供了重要依據(jù)。

3.4 射孔方案優(yōu)化

根據(jù)不同部位、油水界面高低及儲層物性等因素，將C 區(qū)延X 油藏油井分成三種類型。

3.4.1 有底水、物性好、高油水界面型 該類油井位于物性好，油水界面較高部位，油水界面之上油層厚度大，由于油層物性好，采液強(qiáng)度過大易造成底水快速錐進(jìn)，導(dǎo)致含水上升加快，針對這類井建議齊頂射孔，控制采液強(qiáng)度。

3.4.2 有底水、物性差、低油水界面型 該類油井位于物性相對較差，油水界面相對較低，由于受儲層物性影響，投產(chǎn)后表現(xiàn)為低液量，低含水，針對這類井建議優(yōu)選物性有利部位射孔，適當(dāng)加大采液強(qiáng)度。

3.4.3 無底水型 該類油井主要位于油藏邊部，邊水不發(fā)育，油層下面無底水，油井投產(chǎn)后表現(xiàn)為高液量，低含水，針對這類井建議優(yōu)選物性有利部位射孔，適當(dāng)加大采液強(qiáng)度。

3.5 開發(fā)技術(shù)政策制定

通過C 區(qū)延X 油藏投產(chǎn)半年后含水上升圖可以看出，油藏北部物性相對較好，位于進(jìn)水方向，油水界面高，生產(chǎn)半年后含水上升快。南部物性相對較差，位于出水方向，油水界面低，生產(chǎn)半年后含水上升慢。

3.5.1 開發(fā)技術(shù)政策制定 為抑制含水上升速度，提高采收率，建議高油水界面部位控制采液強(qiáng)度，降低注水強(qiáng)度，低油水界面部位適當(dāng)提高采液強(qiáng)度，增加注水強(qiáng)度。

3.5.2 采液強(qiáng)度優(yōu)化 Y 井處于C 區(qū)延X 油藏北部油水界面較高位置，油層物性好，油層有效厚度達(dá)11 m，2013-2016 年控液生產(chǎn)，平均日產(chǎn)液6.72 m3，日產(chǎn)油4.57 t，含水32 %，2017、2018 年兩次提液，兩年后日產(chǎn)油由4.57 t 下降到3.52 t，含水由32%上升到76%。為防止底水快速上升，建議控制采液強(qiáng)度。

Y 井處于油水界面較低位置，油層物性差，油層有效厚度達(dá)11 m，2018 年投產(chǎn)后初期日產(chǎn)液6.11 m3，日產(chǎn)油5.51 t，含水9.82 %，目前液量下降至2.24 m3，含水10.27 %，為提高采液強(qiáng)度，建議適當(dāng)對儲層進(jìn)行酸化或小排量小砂量壓裂。

4 結(jié)論

（1）造成油水界面傾斜的原因主要有兩個：一個是地下現(xiàn)今地層中水的運(yùn)動作用，另一個是儲層非均質(zhì)性。A 地區(qū)侏羅系形成的傾斜油水界面的原因到底是水動力還是儲層非均質(zhì)性，或者兩種原因共同作用造成的有待進(jìn)一步探索。

（2）正確認(rèn)識傾斜油水界面，對油藏面積圈定，儲量計(jì)算，產(chǎn)建實(shí)施，開發(fā)調(diào)整，開發(fā)指標(biāo)計(jì)算等都具有較大的指導(dǎo)意義。