底水油藏水锥起降规律影响因素研究

1、底水油藏水锥起降规律影响因素研究摘要：结合欢17块大凌河边底水油藏地质特征及开发特点，利用油藏工程分析方法以及油藏数值模拟技术，着重研究了影响水锥起降的因素。结果表明：平面尺度、垂向水平渗透率之比、油水粘度比与水锥的上升及压锥过程中水锥的下降速度呈正变关系。隔夹层分布与水锥的上升及下降速度呈反变关系。且压锥过程中，水锥高度变化主要发生在前4年。因此，建议矿场上最佳关井压锥时间为4年。关键词：底水油藏；水锥起降；关井压锥引 文底水油藏开发面临的最大难题就是底水的锥进，底水锥进会导致油井过早进水，产油量骤减以及含水快速上升，使得水处理费用增加，开发成本升高。为了提高底水油藏的开发效益，克服底水锥进带来的负面影响，矿场通常采用的简单可行的方法就是关井压锥。影响水锥起降规律的主要因素包括隔夹层分布、垂向水平渗透率比、油水粘度比、平面尺度、产液量以及含水率（压锥时机）等。分析各因素对于水锥的影响，有利于深入了解水锥起降规律，为油田制定压锥措施提供理论支持，进而更好的达到压锥的目的。为此，以位于辽河断陷西部凹陷西斜坡沙三街组的欢17块大凌河边底水油藏为例，分析了各因素对水锥起降的影响规律。1 油藏

2、概况欢17块是一个具有边底水的巨厚块状砂岩油藏。含油面积2.15Km2，原油地质储量568.2104t，可采地质储量205104t，油水界面1485m，油层平均厚度45m，有效厚度26.9m，原始地层压力16.26MPa，饱和地层压力14.75MPa。储层岩性以含砾粗砂岩为主，整体上来看储层物性较好，空气渗透率0.83m2，有效渗透率0.375m2，孔隙度22.8%，地层原油密度0.753g/cm3，地层原油粘度12.1mPas。该区块于1979年全面投入注水开发。截至目前，底水锥进严重，采油井水窜问题突出，各类措施均无法见效。针对以上问题，现场提出并试验了关井压锥的方法来控制底水锥进。2 地层参数选取及典型数值模型建立结合欢17块大凌河边底水油藏的实际地质情况，建立了数值模型。建立数值模型时用到的油藏基本参数为：原始地层压力15.5MPa，地层原油粘度6.7mPa s，有效孔隙度22.80%，水平渗透率37510-3m2，垂直渗透率93.7510-3m2，油层有效厚度26.9m。各模型均设定为生产至见水时关井压锥。3 水锥影响因素分析3.1 隔夹层从两方面考虑隔夹层对于水锥的影响：一

3、是隔夹层纵向位置，二是隔夹层平面展布面积。(1) 隔夹层纵向位置首先，研究隔夹层纵向位置的影响。设计四种隔夹层位于不同构造位置的模型。分别是无隔夹层，隔夹层位于油水界面处，位于油层中部（射孔段与油水界面之间），位于射孔段下端，隔夹层位置如图1所示。 图1 隔夹层位置示意图 图2 不同隔夹层位置水锥下降高度随时间的变化曲线分析发现，隔夹层距离射孔段越近，水锥半径越大，距井筒较远区域，底水向上托进的距离越小。隔夹层距射孔位置越近，对底水阻挡作用越明显。在压水锥过程中，如图2所示，隔夹层距射孔段越近，水锥下降速度越慢。另外，水锥下降并非匀速过程，压锥前四年时间，水锥快速下降，随后逐渐变缓直至下降高度不再发生变化。(2) 隔夹层平面展布面积将隔夹层纵向固定在油层中部位置，设计5种模型。各模型中，隔夹层平面展布面积分别占整个平面面积的5%，15%，30%，50%。研究发现，隔夹层能够有效延缓油井见水时间，隔夹层平面展布面积越大，水锥半径越大，对底水的阻挡作用越明显。压锥过程中，如图3所示，隔夹层平面展布面积越大，水锥下降高度越小，水锥下降速度也越小。水锥高度快速下降主要发生在压水锥阶段的前34年

4、，随后，水锥的下降速度变缓，下降高度基本不变。图3 不同隔夹层展布面积水锥下降高度随时间的变化曲线3.2 油水粘度比在保证其它油藏参数相同的基础上，通过改变油水粘度比来对比分析其对于底水水锥的影响规律。共设计了五种油水粘度比模型，各模型油水粘度比分別为3、6、12、24、48。分析发现，油水粘度比对底水锥进的影响比较显著。油水粘度比越大，水锥半径越小，底水锥进速度也越快，相应的油井见水越早，锥进现象也就越明显。压水锥过程中，分析图4可看出，前3年水锥快速下降，随着关井时间的延长，水锥下降速度逐渐降低。比较发现，油水粘度比越大，水锥的下降高度越大，水锥的下降速度也越快。当油水粘度比大于12时，模型水锥下降高度及下降速度的差别越来越小。图4 不同油水粘度比水锥下降高度随时间的变化曲线3.3 垂向水平渗透率比在各模型其它油藏基本参数保持相同的基础上，选取Kv/Kh分别为1/20、1/10、1/4、1/2、1、2来研究垂向水平渗透率比对于水锥起降的影响。研究发现，Kv/Kh对水锥的形态有显著的影响。Kv/Kh的值越大，水锥半径越小，油水界面越陡，底水锥起形状越明显。压锥过程中，由图5可以看出，

5、Kv/Kh值越大，水锥下降速度越快，水锥下降高度变化越明显，达到油水界面平衡（即水锥下降高度不发生变化时）所需的时间也越短。观察整个水锥下降过程，压水锥阶段的前3年，水锥高度下降明显，随着关井时间的延长，水锥下降速度逐渐变缓。图5 不同垂向水平渗透率比水锥下降高度随时间的变化曲线3.4 平面尺度以实际油藏井网井距为基础，设计了五种井网大小不同的单井模型。各模型井距分别为140m、200m、280m、400m 、500m、600m。结果显示，平面尺度越小，油水界面越平缓，越近似于“活塞式”驱油。压锥过程中，如图6所示，井距不同，锥体下降速度不同，井距越大，水锥下降速度越快，水锥的下降高度也越大。当井距大于400米后，随着井距的增大，水锥下降速度的差别越来越小。各模型中，水锥下降速度均随着压水锥时间的延长由陡变缓，水锥高度变化主要发生在前34年。图6 不同井距水锥下降高度随时间的变化曲线图3.5 产液量分别选取产液量为9m/d、19 m/d、28 m/d、37 m/d、56 m/d、74 m/d、111 m/d进行模拟。分析发现，产液量越高，油井见水越早，水锥锥体半径越小，水驱波及面积也相

6、应越小。如图7所示，在压水锥过程中，产液量越高，水锥下降速度越快，十年末水锥的下降高度越大。整个压锥过程中，水锥的下降速度随着压锥时间的延长逐渐降低，高度变化均主要发生于压水锥的前3年。图7 不同产液量水锥下降高度随时间的变化曲线3.6 含水率(压锥时机)压水锥时机选择的不同，得到的压锥效果也不同。分别选取压锥时间点为含水率达到85%，90%，95%来研究不同压锥时机的压水锥效果。分析发现，压水锥前含水率越高，则水锥高度越大，油水界面越平缓。由图8可看出，在压水锥阶段，含水率达到85%时压水锥，初期水锥下降速度最快，水锥下降速度变化最大，且十年末水锥下降高度最高。另外，水锥下降也并非匀速过程，水锥快速下降主要发生在压锥前四年时间，随后，水锥下降速度会逐渐变缓。图8 不同含水率时关井压锥水锥下降高度随时间的变化曲线4 结论(1) 分析了各项因素对于水锥起降的影响规律，其中，平面尺度、垂向水平渗透率之比、油水粘度比与水锥的上升及压锥过程中水锥的下降速度呈正变关系。隔夹层分布与水锥的上升及下降速度呈反变关系。(2) 水锥下降呈现一个先快后慢的过程。油水界面随着关井时间的延长不断下降，前期下降

7、速度较快，然后逐渐减小。(3) 水锥高度变化主要发生在压水锥试验的前4年。考虑到油井闲置、设备老化以及经济损失等因素，建议最佳压锥时间为4年左右。参考文献1 王家禄，刘玉章，江如意，等.水平井开采底水油藏水脊脊进规律的物理模拟J.石油石油勘探与开发，2007，34（5）：5905932 喻高明，凌建军.砂岩底水油藏底水锥进影响因素研究J.江汉石油学院学报，1996，18(3)：59-62.3 李晓林，周兴武，金兆勋，等.影响稠油油藏底水锥进的主要参数研究J.特种油气藏，2003，10：56-58.4 Guo Boyun,Mo linard E.水平井气/水锥进问题的通解A.吕世生.国外油田工程.郭秀英译北京：石油工业出版社，1996，18-32.5 蒋晓蓉，谭光天，张其敏.底水锥进油藏油水同采技术研究J.特种油气藏，2005，12(6)：55-57.6 陈元千.油气藏工程计算方法M .北京：石油工业出版社，1991.7 孙兴国，孙卫.夹层对底水锥进抑制作用的研究J.西北大学学报(自然科学版)，1999，29(2)：149-152.8 Islam MR，Farouq A li SM. I

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9、ck Huan 17 by river DaLingHe, this paper focuses on researching influencing factors of controlling water cone by using reservoir engineering analysis method and reservoir numerical simulation technology. The results show that the vertical-to-horizontal permeability ratio, oil-water viscosity to descent velocity when the water cone rise or fall is directly proportional. Interlayer distribution has inverse relation with descent velocity or rising velocity of water cone . During cone controlling process, the change of water cone height mainly occurs in first four years. Accordingly, this paper suggests best shut-in coning control time in oilfield is four years.Key Words：bottom water drive reservoir；water cone；shut-in coning

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