边底水油藏开发对策

前言

一、底水锥进机理

二、采水消锥机理

三、底水锥进的影响因素

四、控制底水锥进的方法

（一）油井控制底水锥进的方法

1、排水采油法

2、双管同采抑制水锥技术

3、双层完井采水消锥技术

4、锥进控制与井下油水分离技术

5、人工夹层抑制底水锥进

6、水平井控制底水锥进

7、注气抑制水锥

8、化学堵水控制底水锥进

（二）注水井控制底水锥进的方法

1、注水控制底水锥进

2、采用注聚合物、油水乳状液、泡沫和空气改善注水效果

（三）综合治理技术

五、控制底水工艺发展趋势

前言

目前我国大部分油田已进入中高含水期，进入高含水期开采之后，产油量递减加快。在这些高含水油田中，底水油藏所占数目巨大，储量丰富。底水油藏储层厚度大水体大，天然能量充足，开发中面临的最突出的问题是如何防止和抑制底水锥进。

国内外油田实践经验表明：底水油藏开发的关键技术是抑制水锥或控制底水锥进，最大程度地延长油井无水采油期和控制底水均匀驱替，以达到提高底水油藏开发效果的目的。目前技术措施主要体现在：优化射孔、临界产量与临界压差的控制；采用水平井方案开发底水油藏；在油水界面附近打人工隔板以阻挡底水；开发后期加密井调整技术；完井技术（如双层完井）以及采油技术（如油水分采）等等。

一、底水锥进机理

在有底水的油藏中，油藏开采以前，水位于油层的下部，油位于油层的上部打开层段下面将形成半球状的势分布（图1），由于垂向势梯度的影响，油水接触面就会发生变形，在沿井轴方向势梯度达到最大。因而，此时的接触面形成喇叭状，这种现象即为底水锥进。

从机理上讲，垂向平面上油水接触面的变形和水平面上水驱替前缘的变形是类似的，两者都是由于汇聚于井底的势引起的。随着油井的投产，界面的锥状体将逐渐形成。锥体的上升速度取决于该点处势梯度值的大小以及该处岩石的垂向渗透率，锥体的上升高度取决于因水油密度差（ρw-ρo）引起的重力与垂向压力梯度的平衡。如果油井

的产量小于临界产量，将形成某一稳定的锥状体（图2），其顶部不再向上扩展。因此，只要油井的产量q o小于临界产量q ocrit生产，底水的锥状体就是稳定的。当油井产量q o超过临界产量q ocrit时，水锥体变得不稳定，并一直上升窜入井底（图3），之后油井开始产水，且含水不断上升。因此，临界产量可定义为无水产出时的最高产量。

二、采水消锥机理

油井采油时，油藏周围产生压力降，油水接触面将出现变形，当产量增加时，底水层的水越过油水界面向油层侵入，锥体升高，超过一定采油量时，锥体逐渐上升到井底，在此之后，水就大量涌入井筒。油水界面发生变形，水锥高度成为生产量和油藏参数等外部可控参数的复杂函数。

水锥稳定的条件可写为：

式中h o———井底到锥顶的距离，m；

P woc———水界面处压力，MPa；

P wf———井底压力，MPa；

h w———油水界面到锥顶的距离，m。

在开采过程中，由于P wf逐渐降低，而要保持平衡，就不可避免地造成h w升高。若要防止水锥，需保持一个很小的开采压差，这显然与实际不相符，也不符合工程要求，同时经济效益也不高。从h w 的表达式可知，要保持h w不增加，就必须在油水界面之下作用一个相当于h w高度的压力差来阻止底水上升。换句话说，也就是产生一个压力降，使其等于采油生产时井底产生的h w高度的压头。在油水界面附近施加一个可控流量，形成一定压差来平衡采油过程中造成的油水界面处的压降。根据这一压降条件，可设计出消除底水突破油井的工艺方法，即油层和水层两汇同时生产。该方法可使油水界面上的压力处于相对平衡，油水界面不发生变形。

三、底水锥进的影响因素

研究文献和生产实践表明，影响底水锥进产生和水锥上升速度的因素很多，主要有：生产压差、射孔打开程度、隔夹层发育及其位置、垂向水平渗透率比、油水粘度比、储层沉积韵律和边底水能量。其中生产压差、隔夹层发育及其位置、射孔打开程度、垂向水平渗透率比是影响底水锥进的关键因素。

3.1生产压差

在油井产量较低、生产压差较小的情况下，由于油水重力差异，油水界面在油层中均匀、缓慢、大范围地向上托进，当托进到一定程度或生产压差达到一定程度时，水体只在井底附近以很小的范围向上锥进。油井投产初期生产压差过大则会导致水锥的形成；低含水期，过大的生产压差会加速底水的锥进；在中、高含水期，生产压差过小又不足以驱动启动压力较大的中、低渗透带油层，特别是当储层非均质性较强或存在低渗透带、薄夹层时，这种影响会更加明显。造成水锥形成和影响水锥上升速度的因素很多，如射孔井段、采油速度、油层厚度、夹层分布、油水密度差等，其中生产压差是最为敏感而又最难以把握的因素之一。

一般来说，油井的打开程度是不容易改变的，但油井的工作制度是可以改变的。因而在实际生产过程中，可调整油井的工作制度，即改变油井的生产压差使油井的生产状态达到最佳。

3.2射孔打开程度

射孔打开程度是指在射孔完井条件下，射孔井段的含油层厚度与含油层总厚度之比。打开程度是底水油藏开采中的一个重要参数，打开程度高，可以提高油井的产能，但油井见水也快；打开程度低，见水慢，但油井产能低。调研文献表明关于底水油藏的射开程度，生产实践上已有1/3~2/3的大致原则，通常最佳的打开程度为30%。西南石油大学李传亮对底水油藏最佳打开程度进行了研究，发现对于无隔夹层的底水油藏，油井的生产压差、最佳打开程度以及最佳打开程度

下的油井产量，相互之间存在密切的相关性。实际工作中可以通过调整油井的工作制度，即改变油井的生产压差使油井生产达到最佳状态，对应于不同的生产压差，存在不同的最佳打开程度，对于隔夹层比较发育的底水油藏，油井应根据隔夹层分布情况进行射孔。由于油藏的非均质性及各向异性，油井的打开程度可以根据地下油水接触关系，在理论值的前提下区别对待。

在确定底水油层的射开程度时，需主要考虑以下两个方面：

其一，要满足油层产液能力的需要。由上可知，射开程度越低，其临界产量越高，但由此产生的附加阻力将大大增加，所以说底水油层射开程度不是越低越好。

其二，要能最大限度的抑制水锥。射开程度越高，产液能力越强，但油井见水时间越早，所以也不能说射开程度越高越好。

因此，应从油井或油田的产能需要、底水油藏的产状与类型来综合确定底水油藏的射开程度。