底水油藏减缓递减方法探讨——以埕东油田西区馆陶7砂组为例

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—以埕东油田西区馆陶7砂组为例
◊胜利油田分公司河口采油厂陈国强周家全盛立江蔡勇胜
底水油藏储董品位低，开发中含水上升快导致产量递减快，成为制约开发效果的瓶颈。

本文从埕东油田馆陶7砂组底 水油藏的开采特征入手，研究了底水油藏不同井型含水上升影响因素，并探索实施了控制含水上升产量递减的方法，结 果表明钻井井身轨迹、油层有效厚度、隔夹层发育状况、射 孔程度和采液强度等，对底水油藏的控水影响大。

底水油藏一般没有无水采油期，同时由于水相渗透率高于 油相渗透率，油井生产过程中含水上升决，原油产量递减快，导致经济效益差、开发效果差，采收率低。

为深入研究底水油 藏开发效果的影响因素，对埕东油田西区底水油藏的生产状况 进行分因素研究，以期为类似油藏的开发麵借鉴意义〇1油藏特征
埕东西区馆陶7砂组底水油藏，含油面积9.4 km2,地质储量 654x10*t，平均单层有效厚度为4.5 m,原^■油饱和度50%，原因黏度65 mPa•s油藏孔隙度33%，空气渗透率1492 X lffV m a。

生产中有以下特征：
产能低。

投产初期平均米采油指数0.7 t/ ( d •m•MPa),属于低产能。

底水活跃，水体能量足，含水上升快。

底水厚度大，一般 底水厚度为油层有效厚度的1.5倍以上，平均底水厚度11.6 m,并且多与含油范围外的水体相连，水体能量充足，地层压降为 0。

油井投产之初没有无水采油期，投产初期平均含水52.0%, 生产过程中由于底水维进导致油井含水上升快，初期月含水上 升速度平均为2.9%。

产童递减快。

一般投产次月含水开始上升、产童开始递减，半年后，油井含水即达到70%以上。

2递减彩响因索研究
2.1隔夹层发育程度
埕东西区馆陶7#组属于河流相沉积，油层中常常发育有厚 度不等范围不一的泥质或者灰质的隔夹层，它们的存在对于油 井控制含水的上升起着举足轻重的作用。

通过研究埕东西区7#组的测井资料，我们做出了其隔夹层分布图，统计对比了构造 高度大致相同的13口不同厚度夹层直斜井、22口不同隔层厚度 直斜井以及17 口有隔夹层水平井、19 口无隔夹层水平井的生产 情况，其含水上升速度关系见图1~图3。

由图1可见，当构造健相同时，随央层厚度增大，含水上升速度变慢。

由图2可见，埕东油田西区馆陶7砂组直斜井中，含水上升速度与层间隔层厚度的大小没有明显关系，说明该油藏层内底水普遍发育，层间尽管有隔层但控制含水上升主要靠层内夹层。

由图3可见，埕东油田西区馆陶7砂组水平井中，有 隔夹层的含水上升速度明显低于没有隔夹层的。

图1握东油田西区馆陶7砂组直斜井居内夹层■厚度与含水上升速度关系图
一
图2埕东油田西区馆陶7砂组直斜井隔层厚度与含水上升速度关系图
图3埕东油田西区馆陶7砂组水平井有无痛夹层含水上升速度对比图隔夹层的发育状况对含水上升速度有影响，要控制含水上馆陶的新井尽可能地册棚夹层发育的区域0
2.2油层有效厚度
图4埕东油田西区馆陶7砂组直斜井含水上升速度与油居有效厚度关系图油层有效厚度的大小影响着油井含水上升速度，一般认为
厚度的增大含水上?h i s变小〇统计馆陶7砂组构造
健
32 2018年•第4期
大致相同、投产单采新直井24 口以及补孔改层单采直井11 口， 油层有效厚度与含水上升速度关系见图4,可见埕东油田西区 7#^水油藏含水上瓶度随油层有效厚度的增大而变慢。

2.3射孔程度
射孔完善程度影响着其含水上升速度。

为排除其他因素的 影响，我们在馆陶单采65 口直斜井中选取了构造位置大致 相同、有层内物性夹层并且采液强度大致相同的18口井，做出射孔酿- 程度的增::与含水上升速度关系见图5,可见含水上随射孔 f 大而
图5埕东油田西区馆陶7砂组含水上升速度与射孔程度关系图 2.4采液强度
一般来说生产压差大含水上升速度将加快，为了研究生产 压差对含水上升速度的影响，同时排除油层有效厚度的影响， 我们研究了不同采液强度井的含水上升状况。

在馆陶7#组64口 生产井中■射孔程度在0.3 ~ 0.7且有层内物性媽的23口井， 计算其采液强度计算及含水上升速度，得到关系图5。

可以看 出，每采出千吨油的含水上升速度及月含水上升速度随着采液 强度的增大在加快0
囷6埕东油田西区馆陶7砂组含水上升速度与采液强度关系囷 2.5水平井井身轨迹
水平井在底水油藏的开发中起到的控水作用主要表现为变 底水锥进为脊进。

但水平井井身轨迹的好坏同时决定了控制效 果。

统计了2001年以来，36口水平井井身轨迹距层顶不同高度 的井投产后含水上升清况，得到关系图7。

可以看出，通常情况 下水平井井身轨迹距离层顶越近，月含水上升速度越慢，每采 出千吨油的含水上升速度也越慢，从图中可以看出，捏东西区 馆陶7#^平井的油层井身离层顶 1 ~ 2米为最优。

图7馆陶7砂组水平井油居井身轨迹距离居顶高度与含水上升速度关系图
3减缓递减方法探讨 3.1低含摊液
在新井投产或者补孔改层之初，进行控制产液量生产，从 而实现控制生产压差，降紐水雜速度。

十五以来，先后在 32 口新投井和改层井^
S
液，即在含水财95%时，油井的日
产液量控制在201以内，有效地减缓了含水的上升。

3.2水平井控水
在井间剩余挖潜设计新水平井时，在剩余油研究的基础上 按照“区域优先、厚度为重”的思路，即优先考虑隔夹层发育 厚度大的区域和油层厚度大的部位设计新井位置；在钻井施工 时驻井跟踪把控轨迹，在钻井施工钻进到接近油层时，地质专 家提前进驻钻井队，根据随钻测井资料，预判出油层中的井身 轨迹状况，提前进行钻头倾角的修正，确保最佳的井身轨迹； 在投产射孔时采取相位射?L
技术，控制射孔弹的发射相位角， 使穿透油层的孔眼保持水平或者斜向上，避免向下射孔从而避 免孔眼穿透底水。

3.3高含水提液
提液是加大生产压差加快含水上升的做法，但当油井含水 达到95%以后，继续控液生产将导致油井产量低至没有经济效 益，提高产液量可以提髙产量保证油井产。

3.4侧钻挖潜
在底水油藏开发早期，由于没有进行系统的控制含水研 究，油井水锥半径普遍较小，有的井点水锥半径仅有50 m
，致 使油井之间形成剩余油富集区域。

对于这类区域，在进一步研 究隔夹层发育状况和油层厚度空间展布的基础上，利用出水报 废的老井进行开窗侧钻。

十一五以来，共实施侧钻井12口，已 经累计产油3.2万吨。

3.5整体效果
含水上升得到控制。

研究前，埕东西区的年均含水上升率 为0.45;而进行本次研究并将研究成果转化为生产力后，含水上 升率最低降至0.08。

单元开发效果得到改善。

埕东油田西区自
2003年以来，原油产量稳定在25.8X 104似上；年自然递减由研
究前的17.8%降至14.8%。

图8埕东油田西区含水与采出程度关系图
合此类油藏的开錄律。

由图8可看出，■近几年
的底水油藏控水研究和实践使实际含水与理论含水逐步接近， 开发效果得到改善。

预测可采储量增加。

根据水驱法预测，油 藏的采收率由24.27%增加到31.83%，采收率提高7.56%，增加可 采储量233.47万吨。

4认识和建议
边底水油藏产置递减的影响因素主要是含水上升过快，而 含水上升快是其油藏储量品位低的必然。

通过近几年的研究和 实践，我们找到了如何控制这种必然的到来，使之变得缓慢可
控。

开发好边底水油藏，建议首先对油藏地质基础研究透彻， 认清隔夹层的发育状况和有效油层的空间展布，优化井位设计 和井身轨迹控制，水平井采用射孔新技术控制射孔相位角，直 斜井控制射孔程度，投产初期控制采液强度，特高含水后适当 提液。

边底水油藏的剰余油主要分布于井间，这是底水锥进和 脊进的必然，研究油井生产状况确定水锥半径大（下转89页
）
学术研讨
89
图5不同砂粒粒度下割缝处最大冲蚀率
从图5可以看出，当携砂液流速，砂粒浓度等一定时，割缝 处最大冲蚀率随着砂粒粒度增加而增加，但单砂粒粒度达到割 缝缝宽后，最大冲蚀率的増加量就很小，由于砂粒粒度的增 加，在携砂液具有一定的流速和携砂能力下，单个颗粒由于质 量的增加导致颗粒对于割缝处的冲蚀磨损作用增加，同时颗粒 直径达到缝宽后，虽然颗粒的具有动能增加，但颗粒的通过性 降低，颗粒对割缝壁面的磨损强度变化不大。

4.3含砂浓度对割缝筛管冲蚀磨损影响
取砂粒直径为0.1 mm ，携砂液流速为3 m /S,砂粒浓度分别
取2%-10%，以此设置Fluent 的边界条件，研究携砂液中砂粒浓 度对割缝筛管冲蚀磨损影响。

图6为不同砂粒浓度下割缝处冲蚀 云图，图7为不同砂粒浓度下割缝处最大冲蚀率。

:n ：D ；
n:in
2%
10%
4%
6%
8%
图6不同砂粒浓度下割缝处冲蚀云图
从图7可以看出，当携砂液流速，砂粒粒度等一定时5割缝
处最大冲蚀率随着含砂浓度增加而增加，呈线性递增关系，主
图7不同砂粒浓度下割缝处最大冲蚀率
5结语(1) 从各个冲蚀云图可以看出割缝筛管割缝处的冲蚀磨损
发生在割缝两侧，这和实际割缝筛管割缝冲蚀磨损拭验结果一
致。

(2)
筛管割缝处的最大冲蚀率随携砂液流速、含砂水平的
增加而增大，其中和含砂水平呈线性增加关系，同时割缝处最 大冲蚀率随着砂粒粒度的增大而增大，当砂粒粒度达到割缝缝 宽时，割缝处最大冲蚀率趋于平稳。

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建议在 精准研究水锥半径后对井间剩余油进行挖潜。

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0.1
以此设置Fluent 的边界条件，研究砂粒粒度对
要是由于含砂浓度的增加，携砂液中砂粒数量也随着增多，多割缝筛管冲蚀磨损影响。

图4为不同砂粒粒度下割缝处冲蚀云 割缝处的冲蚀次数也增多，因而割缝处的最大冲蚀率也增加。

图，图5为不同砂粒粒度下割缝处最大冲蚀率。

T。