胡紹川

【摘要】針對歡17塊大凌河油藏地質(zhì)與開發(fā)特點，為了進一步增加可采儲量、改善油藏開發(fā)效果，對油藏地質(zhì)特征進行了再認識，包括構(gòu)造特征、隔夾層分布特征、儲量復算等；對油藏注水開發(fā)階段進行效果評價，總結(jié)開發(fā)效果；對底水油藏水錐起降規(guī)律進行研究，包括現(xiàn)在測試資料的分析研究，水錐物理模擬研究、水錐數(shù)值模擬研究等，根據(jù)不同方法預測壓水錐的最佳時間。

【關(guān)鍵詞】水錐 壓水錐 物模 歡17塊

1 區(qū)塊概況

歡17塊大凌河油層位于歡喜嶺油田中西部。是一個具有氣頂、邊底水的巨厚塊狀砂巖油藏。含油面積2.15Km2，原油地質(zhì)儲量568.2×104t，孔隙度22.8%，有效滲透率0.375μm2，油水界面1485m，油層有效厚度26.9m，原始地層壓力16.26MPa，飽和地層壓力14.75MPa。

該塊1976年進行勘探工作，1978年8月在歡17井試油獲高產(chǎn)油氣流，隨后進行試采。1979年全面投入注水開發(fā)，1984年以完善注采系統(tǒng)為目的進行的井網(wǎng)加密調(diào)整。1990年為進一步完善注采系統(tǒng)，以穩(wěn)油控水為目的進行的井網(wǎng)加密調(diào)整。

2 地質(zhì)特征再認識

2.1 構(gòu)造特征

歡17塊位于西部凹陷斜坡帶，斷裂構(gòu)造與區(qū)域構(gòu)造特征具有一定的相似性，共發(fā)育4條正斷層，對本區(qū)的沉積、油氣分布起著重要的控制作用。在精細地層劃分、三維地震解釋的基礎(chǔ)，進行了構(gòu)造再認識，儲層研究。新構(gòu)造與原構(gòu)造差別不大。

2.2 砂體發(fā)育特征

總體來說，砂體呈扇形展布，來源方向為北西向和北東向，其中北東向有三支水道。砂體沿著水道方向發(fā)育較厚，向四周逐漸減薄至尖滅。南塊砂體比北塊砂體發(fā)育厚。

2.3 油層發(fā)育特征

流體的分布受構(gòu)造和巖性控制，油氣界面和油水界面在同一斷塊內(nèi)是統(tǒng)一的。砂體發(fā)育厚的構(gòu)造高部位，油、氣層發(fā)育也較厚，反之較薄。其中北塊儲層埋藏淺，具有氣頂氣，油氣界面深度為-1430m，油水界面深度為-1485m；南塊儲層埋藏較深，沒有氣頂氣分布，油水界面深度為-1760m。

2.4 儲量復算

經(jīng)過對儲量重新進行復算，北塊儲量合計390.6萬噸，實際上報441.0萬噸；南塊儲量合計125.5萬噸，實際上報127.0萬噸。區(qū)塊儲量合計516.1萬噸，實際上報568萬噸。重新復算的儲量比實際上報的要少，區(qū)別主要在于北塊。

3 注水開發(fā)階段效果評價3.1 穩(wěn)產(chǎn)期長，采油速度高

該區(qū)塊自1979年2月投產(chǎn)至1979年底即完成了上產(chǎn)階段，1980年～1987年保持穩(wěn)產(chǎn)，產(chǎn)油速度平均為2.58%。穩(wěn)產(chǎn)期累積產(chǎn)油量為10.07萬噸，階段采收率為20.7%。3.2 中低含水期采出程度高

由于區(qū)塊原油物性較差，粘度較好，油水粘度比為12。理論上認為這類油藏50%的可采儲量將于含水率大于80%以后采出。但由于區(qū)塊從投產(chǎn)開始就注重控制含水上升，將含水上升率控制在3.0%左右，使得綜合含水升至81.64%時，采出程度達到26.39%。

3.3 注水利用率高，體積波及系數(shù)大

將歡17塊大凌河油層北塊的存水率與采出程度的關(guān)系曲線同理論曲線對比發(fā)現(xiàn)，目前存水率高于理論值，反應(yīng)出注水利用率高，體積波及系數(shù)大。

4 現(xiàn)場測試及底水油藏水錐起降規(guī)律理論研究認識

在底水油藏中，油藏開采以前，水位于油層的下部，油位于油層的上部。油藏開采以后，打開層段下面將形成半球狀的勢分布，由于垂向勢梯度的影響，油水接觸面發(fā)生變形，在沿井軸方向勢梯度達到最大。此時的接觸面形成喇叭狀，即底水錐進。

4.1 現(xiàn)場測試及認識

針對歡17塊大凌河油層北塊目前存在的底水錐進嚴重，采油井水竄嚴重，各類措施無法見效的主要問題?，F(xiàn)場提出并試驗了關(guān)停全部注水井以及高產(chǎn)液油井，采用壓水錐的辦法來控制底水錐進，使油水關(guān)系重新分布。

2007年4月油藏全面實施壓水錐實驗。統(tǒng)計全區(qū)壓水錐井試驗前后含水率變化，從統(tǒng)計結(jié)果看，壓水錐后含水率都有所降低。說明壓水錐試驗在一定程度上起到了降水的調(diào)整效果。

壓水錐試驗過程中，實施了14井次的過套管電阻率測試工作，從2口連續(xù)測試4次的井監(jiān)測結(jié)果來看，水井層內(nèi)剩余油繼續(xù)分異，頂部電阻率有繼續(xù)升高趨勢，油水界面繼續(xù)下移，電阻率升高。油井受層內(nèi)夾層影響，夾層對剩余油分異起到控制作用，總的看頂部剩余油繼續(xù)富集，電阻率不斷升高，油水界面不再上移呈下降趨勢。

4.2 物理模擬研究及認識

根據(jù)底水油藏的特點和相似性理論，選擇合理的物理模型參數(shù)，做出物理模型進行模擬研究。

（1）根據(jù)實驗現(xiàn)象觀察，小模型的起脊過程主要分為：“整體托進—井軸下脊進—井軸下脊進與邊部抬升—脊進到井口”，四個主要過程。

（2）壓脊過程，當小模型生產(chǎn)到一定含水率時，關(guān)井進行壓水脊。通過實驗觀察，可以看出當關(guān)井一段時間后，模型中的油水界面下降了一定高度。

（3）水脊下降速度預測，根據(jù)記錄的數(shù)據(jù)作圖分析，在高含水率和特高含水階段，壓脊時間較長，較優(yōu)時間為10年左右，而在這段時間內(nèi)，前4年的水脊下降速度更快，水錐下降6—8m。

4.3 水錐規(guī)律理論計算研究

根據(jù)R，L，Lee方法，選取合理的控制方程和邊界條件，對比發(fā)現(xiàn)修正后的R，L，Lee公式預測的水錐高度的變化精度較高，變化形態(tài)表現(xiàn)為前期水錐下降速度較快，中期下降速度較慢，后期下降速度與實驗?zāi)Ｐ臀呛稀＠碚撚嬎銐核F4年下降高度5m。

5 結(jié)論及建議

（1）利用壓水錐物理模型記錄數(shù)據(jù)計算發(fā)現(xiàn)，水錐下降呈現(xiàn)一個先快后慢的過程，壓錐4年末，水錐下降高度約占10年水錐下降高度的67%。考慮到油井閑置、設(shè)備老化以及經(jīng)濟損失等因素，得出最佳壓錐時間為4年左右。

（2）通過理論計算研究認識到，水錐下降是一個由急逐漸變緩的過程，水錐快速下降階段主要是壓水錐的前四年，下降高度5m。

（3）壓水脊能夠抑制底水脊進，降低油水界面，降低油井含水率，增加產(chǎn)油量，提高底水油藏的最終采收率。