2015, Vol. 37
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2. "油气藏地质及开发工程"国家重点实验室·西南石油大学, 四川 成都 610500
2. State Key Laboratory of Oil And Gas Reservior Geology And Exploition, Southwest Petroleum University, Chengdu, Sichuan 610500, China
塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏是经多期构造运动与古岩溶共同作用形成的、以岩溶缝洞为主控因素、以缝洞储集体控藏为主的复杂油气藏[1]。在风化面剥蚀区、地下暗河系统和深大断裂带附近是形成规模较大缝洞连通体的有利区域；而多井缝洞单元为大尺度缝洞连片分布的缝洞连通体[2-4]。单元高产井在生产特征上整体表现为：初期产能高稳产期较长、一般不含水、弹性能量充足；中期呈快速递减、开始见水；后期含水快速上升或暴性水淹、产量大幅递减。由于受构造和连通性影响单元高产井呈现同时水淹或逐井水淹的特征。尤其对高产单元强边、底水窜进对油井产量的损失是巨大的，现场已证实对此类水淹井进行堵水等措施挖潜效果均较差，高产井水淹后恢复生产，产量一般占水淹前稳产的10%~20%。所以，有必要分析油井水淹前的生产特征，找到其生产动态上的异常信号，以控制高产井的见水风险。
文章通过对已水淹高产井生产动态的分析找出了水淹前的异常信号，并利用井筒节点分析方法和流体力学软件开展了强边、底水窜进机理研究，论证水淹前异常信号的正确性，提出见水风险预警控制方法，为油田对高产井实施见水风险预警以延长油井的见水时间提供理论依据。
1 强边、底水窜进油井动态特征塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏以缝洞单元为基本的开发单元，缝洞单元强调了流体连通性及渗流差异，是具有统一压力系统和油水关系的独立油气藏[5]。塔河碳酸盐岩油藏受古岩溶和多期构造运动影响，在风化面剥蚀区易形成的溶洞发育区、地下暗河系统易发育多套缝洞系统、在断控岩溶发育带都易形成缝洞规模较大的储集体。
这些缝洞发育区形成规模较大的缝洞单元，缝洞单元整体表现为储集体规模大、弹性能量充足、边底水能量强、井间连通性好。这种强边、底水单元往往呈现出油井同时暴性水淹或逐井暴性水淹特征[6-8]。
通过对塔河油田缝洞型油藏332口已水淹中高产井统计表明，有210口井在水淹前存在异常信号，占水淹中高产井数的63.3%。从动态特征统计发现水窜突破井底前最突出的3点表现为：(1)水锥突破前油压下降趋势变缓；(2)突破节点前出现油压出现小幅度上扬(多为0.1~0.2 MPa，一般 < 0.5 MPa)；(3)油井会由不含水到零星含水或者由零星含水到连续含水，部分井也伴有产量上升、套压上升现象。如T1井(图 1)，初期6 mm油嘴，160 t/d自喷稳定生产；中期油压保持稳定，产量逐渐上升到170 t/d，不含水生产；末期油压小幅上升(7.8 MPa上升到8.2 MPa)，产量突然从178 t/d上升到202 t/d后，油井开始见水，短期内暴性水淹，油井停喷。所以，油井水淹前油压和产量的异常波动为水淹前的重要异常信号。
| 表1 塔河缝洞型油藏中高产井异常信号统计 Table 1 Statistics of signals of water flood risks of high-yield wells in Tahe vug reservoir |
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| 图1 TH10420X井暴性水淹生产曲线 Fig. 1 TH10420X storm flooded wells production curve |
根据缝洞型碳酸盐岩油藏强边、底水油井的生产动态特征，从油井累产液量和油压的关系曲线可以将油藏能量补给和接替划分为以下3个阶段：
纯弹性驱阶段：表现为油藏压力扩散到油体边界前的压力变化特征，阶段的长短反映油体规模的大小(如图 2的AB段)。
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| 图2 强边、底水缝洞型油藏油井能量阶段划分示意 Fig. 2 Wells energy phasing diagram of strong edge and bottom water fractured-vuggy reservoir |
弹性驱向水驱过渡阶段：油藏压力扩散至油体边界后弹性能量衰减，边底水尚未突破井底的驱替阶段；BC段的斜率反映的是油体能量的衰竭速度，CD段反映的是边底水已开始补充，其长短反映边底水的能量大小，BD段油藏能量逐渐从弹性驱过渡到边、底水驱。
纯边、底水驱阶段：DE段水体推进到井底附近油压出现异常波动，一般油压多以上升为主；EF段水体突破到井底，油管中含水率上升，油井油压快速下降。
从油藏的水体突破阶段分析，油井投产后，在油藏内部产生一个压降漏斗；当达到一定压降后，边、底水侵入，水的流动阻力小于油的流动阻力，水体不断向井底推进；随着开采的进行，水量侵入增加，一旦水体进入压力快速下降区域，水体将快速突破井底即从托锥期进入到突破期。
2.2 突破机理分析缝洞型碳酸盐岩油藏大尺度缝洞体内流体的流动属于管流，属于流体力学范畴，其流动遵循有黏流伯努利定理。为了进一步分析强边、底水的突破机理和验证水淹前的异常信号，对于溶洞系统和井筒中的流体流动采用伯努利方程分析[9-13]。
在纯弹性驱动阶段(图 2，AB段)，当水侵入之前，溶洞系统内为单相流，从油藏和井筒井底压力分别表示为式(1)和(式2)
| $ {p_{\rm{e}}} = {p_{{\rm{wf}}}} + {\rho _{\rm{o}}}{\rm{g}}{h_{\rm{f}}} + \frac{{{\rho _{\rm{o}}}\nu _{\rm{f}}^2}}{{\rm{2}}} $ | (1) |
| $ {p_{\rm{e}}} = {p_{{\rm{wh}}}} + {\rho _{\rm{o}}}{\rm{g}}{H_{\rm{w}}} + \frac{{\rho v_{\rm{h}}^2}}{2} + \Delta {p_{{\rm{f油}}}}\;(q) $ | (2) |
式中：pe-油藏压力, MPa;
pwf-井底流压, MPa;
ρo-油的密度, kg/m3;
g-重力加速度, m/s2;
hf-油藏厚度, m;
Vf-井底流速, m/s;
pwh-井口压力, MPa;
Hw-井筒深度, m;
υh-井口流速, m/s;
∆pf油(q)-井筒油相流动摩阻, MPa。
假设井筒半径不变，则井底流速等于井口流速，则上式可简化为式(3)
| $ {p_{{\rm{wf}}}} = {p_{{\rm{wh}}}} + {\rho _{\rm{o}}}{\rm{g}}\left( {{H_{\rm{w}}} - {h_{\rm{f}}}} \right) + \Delta {p_{{\rm{f油}}}}\;(q) $ | (3) |
当井筒单相稳定流动的时候，井筒流动摩阻不变即∆pf油(q)不变，pwf增大时pwh增大；从现场监测的井底流压和井口油压关系也可以看出，两者呈正相关(图 3，AB段)。
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| 图3 TH10422X井底流压和井口油压关系曲线 Fig. 3 Flowing bottom hole pressure and well head oil pressure relationship curve of Well TH10422X |
当水侵入地层以后(图 2，BD段)，会出现油水两相流动，但在大尺度通道的缝洞型油藏中毛管力可以不考虑，两相流动消耗的能量将比单相油流少，由于水油流度相差大，强底水将具有较快的流动速度。则油藏压力表示为
| $ {p_{\rm{e}}} = {p_{{\rm{wf}}}} + {\rho _{{\rm{o}}, {\rm{w}}}}{\rm{g}}{h_{\rm{f}}} + \frac{{{\rho _{{\rm{o}}, {\rm{w}}}}\nu _{\rm{f}}^{\rm{2}}}}{{\rm{2}}} $ | (4) |
式中：ρo, w-井筒油水两相的混合密度，kg/m3。
在底水窜入到井底附近时会使溶洞系统的压力发生震荡，这种震荡会以压力波的形式很快传到溶洞体内的各个位置，因此对井底流压会有一定的影响。由于井筒附近压差更大，底水的窜进速度增加，井底流压将出现短暂的上升，同时在油井生产动态上表现为：油压波动(一般表现为上升特征)、油量上升(图 2，DE段；图 3，BC段)。
底水开始进入井筒后，由于油藏深度平均大于5 000 m，需克服油水密度差的能量损耗，井筒内静水柱压力增大，油从井底流到井口剩余压力减少，所以井口油压急剧降低，且油井开始见水，短期内油井含水快速上升或暴性水淹(图 2，EF段；图 3，CD段)。
从图 4(b-1，b-2)图对比发现，分布有序的流线变得杂乱和密集。从流体力学原理可以知道，流线簇的疏密程度反映了该时刻流场中各点速度的变化情况，疏的地方流速变化慢，密的地方变化快。这使溶洞内部本身处于均匀分布的压力场产生局部高压或低压区，形成震荡的压力波。从(c-1，c-2)图对比看出，溶洞中有水体侵入的地方流速出现局部增大，使得溶洞系统的压力发生震荡。从(d-1，d-2)图对比看出，突破后的井口压力升高。
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| 图4 水体侵入之前、水体侵入后油相、流线、速度及压力分布 Fig. 4 Oil phase, flow lines, velocity and pressure distribution before and after water intrusion |
通过对强边、底水窜进前后和突破井底前后井底流压，井口油压的综合分析，高产井从底水开始窜进-底水突破井底-井口见水，油井的井口油压和产量都会出现异常波动，这种油压和产量的波动是预测和判定高产油井水淹风险的重要依据。
3 高产井见水风险预警方法由于不同水淹类型和水体强弱在动态曲线上将有不同程度的反映信号，对于水淹预警信号的捕捉与研究，是进行高产井生产控制的关键。通过对现场已水淹的高产井统计表明：在相对稳定工作制度下异常信号类型可划分为：(1)油压小幅下降后上升，产量稳定；(2)产量稳定，油压、套压上升型；(3)油压、产量同时小幅上升[14-15]。
对于高产井见水风险预警提出了分阶段控制方法，根据油井所处的生产阶段分为：(1)纯弹性驱阶段：制定初期合理工作制度，控制产油量，延长弹性能量的释放时间；根据油体规模，选择适当油嘴大小。(2)弹性驱向水驱过渡阶段：水驱开始启动，油压递减速度减缓，即时进行主动控嘴，延长油井无水期。(3)纯边、底水驱阶段：油压出现小幅上升，油量波动，这时底水已经达到井底附近，应大幅度控制产量或关井，以控制底水的窜进，实现水体的横向扩散。如图 5所示，T2井见水前的异常信号为：油压从4.8 MPa上升到5.3 MPa、日产油量产量从214 t增加到238 t、且开始零星见水，当采取油嘴从10 mm下调到6 mm的大幅度控嘴措施后，有效延缓了底水快速上升，防止了油井的暴性水淹。
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| 图5 S99井见水风险预警控制 Fig. 5 Water flood risk and control of Well S99 |
(1)强边、底水油藏能量接替阶段可以分为：纯弹性驱阶段、弹性驱向水驱过渡阶段、纯边、底水驱阶段。
(2)利用水淹前油井的油压和产量异常波动特征可以作为预测强边、底水突破到井底附近的重要信号。
(3)根据油井所处的生产阶段不同，对于高产井见水风险预警提出了分阶段控制方法，将油井的水淹由被动控制转变为主动控制，为油田高产井稳产和油井见水风险预警提供了依据。
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