叶雨晨 王 健

（新疆油田分公司工程技术研究院，新疆 克拉玛依834000）

A 断块油藏属于普通稠油油藏，在进行水驱开发过程中，由于稠油中存在大量的沥青质、胶质、以及开发过程中从储层孔隙中带出的砂粒、黏土等天然乳化剂，与注入水在地层中发生了乳化作用，形成了油包水型乳状液，使得油水井间渗流阻力增加，起到了自发实时调剖的作用，提高了储层的波及体积与洗油效率，因此含水率变化出现了较为明显的含水稳定期，但目前对于稳定期结束时间仍未有结论。

为解决上述问题，本文利用数值模拟技术与油藏工程方法进行含水稳定期结束时间预测。一方面，给出不同动静态参数情况下的含水稳定期结束时间对应的过水倍数；另一方面，利用改进的电容电阻模型，确定目前油藏、井组及单井的的过水倍数，按照目前的生产制度进行生产，计算得到A 断块的稳定期结束时间。

1 含水稳定期结束PV 数

以物理模拟参数为基础，建立一注一采平面非均质模型，模拟机理中加入油包水型乳状液形成过程，从而使得不同含水率情况下的乳状液粘度发生变化，从而更好的模拟水驱开发效果。

以上述模型为基础，给出不同渗透率级差与粘度增加倍数情况下的含水稳定期结束时对应的过水倍数（PV）。

2 油井目前水驱PV 数的确定

运用考虑产液指数变化能力的电容电阻模型，确定油井端目前PV 数。

A 断块渗透率级差2.9，粘度增加倍数2.0，目前过水倍数0.40PV，6.5 年后井组含水稳定期结束，对应采出程度为25.5%。

图1 渗透率场

图2 驱替过程中原油粘度场

图3 渗透率级差2 不同粘度稳定期结束图版

图4 渗透率级差4 不同粘度稳定期结束图版

3 结论

根据油田实际生产情况，可将A 断块含水变化阶段分为无水采油阶段、含水稳定阶段与含水快速上升阶段；利用数值模拟技术与油藏工程方法确定A 断块6.5 年后含水稳定器结束，对应采出程度为25.5%。