罗娟，鲁新便，巫波，何新明，李新华，王雷

（1. 中国石化西北油田分公司勘探开发研究院；2. 中国石化西北油田分公司工程技术研究院）

0 引言

塔河油田位于塔里木盆地阿克库勒凸起轴部，奥陶系碳酸盐岩油藏属于缝洞型复合油藏，埋藏深（5 400 m以深），储集层主要为受多期构造裂缝、古地貌、古水系共同控制形成的缝洞系统，储集空间以裂缝、溶蚀孔隙和溶蚀孔洞及大型洞穴为主[1]，局部缝洞体发育，基质基本不具有储油能力[2]。缝洞体在纵横向上发育极不规则，空间展布极其复杂[3-4]。油藏油水关系复杂，受不同缝洞单元的控制，局部存在封存水，同时底部存在活跃的强底水[5]。油藏自滚动开发以来，油井早期即见水，区块含水上升快；老井产量递减大，一般大于17%，最大达到45%；区块稳产期短，开发效果差；又由于油藏埋深大，储集层非均质极强，油水关系复杂，措施难度大。因此，稳油控水成为提高油藏开发效果的战略性问题。

塔河油田14年的开发历程表明，高产油井一直是油田生产的主力，而高产油井无水采油量占累产油量的一半，如何高效开发未见水高产井，成为油田开发生产管理的紧迫任务之一。

由于水体多样，储集体组合方式多样，塔河油田高产井见水特征表现出多样性和复杂性，但都是水体产生锥进的结果[6]。本文利用已见水高产井资料，总结其见水预警参数，研究水淹预警机理，并结合油井见水影响因素，建立水淹预警机制，为未见水高产井的生产管理提供指导。

1 高产井水淹预警机理及见水前异常信号

1.1 高产井水淹预警机理

1.1.1 水锥的4个变化过程

塔河油田奥陶系油藏的主要储集体类型为溶洞型和裂缝-孔洞型。高产井投产之后，油井周围形成“压降漏斗”，随着开采的进行水体经历水侵前—成锥期—托锥期—突破期4个阶段的变化。图1为溶洞型或大孔洞型油藏底水锥进过程示意图。开采初始阶段即水侵前，依靠地层的自身能量驱动流体，不考虑气量大小或假设气量相等，则井口压力与井筒流体压力之和等于井底流压（见图1a）。当生产时间为t1时，流压降低，地层压力系统不再平衡，底水推进维持压力平衡，高势能底水开始向低势空间渗流扩散，向井底方向流动的有效流速小于底水推进速度（v1

图1 塔河油田奥陶系溶洞型或大孔洞型油藏底水锥进过程示意图

图2 为塔河油田奥陶系裂缝-孔洞型油藏底水窜进过程示意图。开采初始阶段同图1a。生产到一定时间，流压降低，底水上侵，即进入成锥期（见图2b）。流压继续下降，底水驱动能量占主导地位，充填较弱的高渗高孔空间优先启动，不同缝洞空间油水界面不统一，当高渗高孔空间地层压力降低时，其他空间水体开始上侵（见图2c），即托锥期。多缝洞空间的压力不间断平衡过程导致底水不断上行推进，出现单孔见水（见图2d）；当压力降低到一定程度，出现多孔见水，含水急剧上升或水淹（见图2e），即突破期。

图2 塔河油田奥陶系裂缝-孔洞型油藏底水窜进过程示意图

1.1.2 油压-累产液变化全模式及见水前异常信号分析

假设塔河奥陶系油藏水锥形成的 4个过程中油井工作制度不变，并且由于缝洞型油藏地饱压差大，在油藏和井底都不会发生脱气。油压和累产液存在相关性模式（见图3），即油压-累产液变化全模式。

图3 塔河奥陶系油藏油井油压-累产液关系图

AB段体现油藏压力扩散到油体边界前的压力变化特征；BC段代表油藏压力扩散至油体边界后，油压缓慢下降、边底水能量尚未充分补充阶段，BC段的斜率反映油体能量的衰竭速度；BD段的长度体现边底水的补充速度；CD段边底水能量补充占主导，其长度反映底水能量大小；E点反映底水突破至井底附近时油压的波动，是见水前明显的异常反映，但一般油压变化幅度很小（小于0.5 MPa），部分井见水前没有这段异常反映。此阶段油井由不含水到零星含水，或者由零星含水到连续相含水。

假设井筒中不发生脱气，即见水前井筒中仍为油的单向流。以下用节点分析法分析油井生产系统中每一段流压、油压、套压或产量等参数的变化特征。

溶洞、裂缝-孔洞和井筒中的流体流动属于流体力学流动的范畴[7]，其流动遵循有黏伯努利定理，地层压力与井底压力存在如下关系：

井底压力与井口压力关系：

假设井筒半径不变，则井底流入速度等于井口流出速度，则（2）式可简化为：

当产量不变时，流动摩阻损失不变，即Δpf不变，因此当pwf增大时，pwh也增大。

AB段。水侵之前，溶洞和裂缝-孔洞系统内为单相流，地层压力见（1）式。

BC—CD段。底水侵入油藏后，出现油水两相流区，此时地层压力为：

式中 pwh——井口压力，MPa；pwf——井底流压，MPa；pe——地层压力，MPa；v——进入油体中的水体向井底的流速，m/s；vw——底水向油体的流速，m/s；vgs——高渗空间水体的流速，m/s；vds——低渗空间水体的流速，m/s；ρo——原油密度，kg/m3；ρo,w——油水两相的混合密度，kg/m3；ho——油层厚度，m；vf——流体在地层中流动速度，m/s；hh——井筒油柱高度，m；vh——流体在井筒中流动速度，m/s；g——重力加速度，m/s2；Δpf——流动摩阻损失，MPa；Lp——累计产液量，104t。下标：0，1，2，3——生产初始阶段及生产t1、t2、t3时间。

与纯粹单相油流动相比，两相流动将消耗更大的能量，井底流压pwf降低，从而pwh降低。

DE段。油井见水前外围为水油复合区[8]，因为水的黏度小，因而水体突破油体，即井口出现油压上升的异常反应。由流体力学CFD软件模拟的水侵入溶洞前、刚侵入溶洞以及侵入溶洞后油相、流线、速度及压力分布的变化[9]可以看出，当溶洞中有水体侵入时，溶洞内部压力场和速度场将受到扰动，原本均匀分布的压力场出现局部高压或低压区，形成震荡的压力波。井口压力显示：水体刚侵入时井口压力升高，侵入一段时间后压力则降低。

上述分析均假设地层压力保持不变，水体与溶洞有良好的连接，水侵入会对溶洞系统产生压力干扰影响，因而油井见水前会有异常信号影响。但也有部分井见水前无异常信号，当水体距离油体较远时，向油体方向水侵速度不断减小，从而压力震荡不断减弱，到井底时扰动很小，便不会产生压力异常。

以上分析说明，水侵会使溶洞系统压力发生震荡，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；并且根据节点分析思想，pwf变化时，pwh也变化，在生产指标信号上会有流压、油压、套压或产量的异常反映，因此托锥后期或底水上侵后期是控制含水、防止水体快速推进的有利时机。

1.2 油井见水前异常信号统计

对塔河油田 180口已见水高产井的统计表明，在工作制度稳定的前提下，有63%（113口）的井在见水前即托锥期会出现油（套）压或者产量的异常波动，主要表现为压力上升，压力有变化井95口，占84%；113口井中86%的井异常信号持续时间在半年之内。如某口高产井，位于斜坡上的局部构造高部位，钻遇溶洞型储集体，2008年3月11日油压由19.1 MPa上升为20.8 MPa；同时日产油由51.3 t上升为68.8 t，该井出现油压、产量异常，持续4个半月后见水（见图4）。

图4 塔河奥陶系油藏某高产井采油曲线

塔河油田奥陶系油藏多数高产井见水前具有异常信号，因此可从捕捉异常信号入手，根据见水前异常信号建立预警机制，有效指导生产控制，延长无水采油期。

2 高产井见水影响因素

根据李传亮的水侵计算公式[10]，溶洞型和裂缝-孔洞型油藏水侵影响因素有：油井产量、油层渗透率、油水密度差、含油高度、打开程度、油井避水高度、地层原油黏度、供油半径及水体大小等[11]。

通过对暴性水淹和含水快速上升的64口井进行分析，结合塔河缝洞型油藏的特点，将导致油井水淹或高含水的影响因素归纳为以下3种类型。

2.1 地质因素

主要包括构造、断裂、储集层、油水关系等。分析的64口井中，27口井含水主要影响因素属于此类，占分析井的42%。

2.2 工程因素

塔河油田水体活跃区域油井钻入目的层厚度、完井方式（是否酸压）、上部地层的固井质量、下部深层近井筒活跃水体的控制程度及压裂改造工程质量等也是导致含水上升的重要因素。

7口井含水主要影响因素属于此类，占分析井的11%。

2.3 生产管理等开发因素

由于开发过程中对油藏认识不足、管理不到位、控水和治水措施不力以及连通的邻井注水、生产的影响，导致含水上升过快，甚至暴性水淹，将严重影响油藏的开发效果。生产管理中因放大油嘴、提液等措施造成油井过早见水或水淹的现象很普遍。

30口井因前期产能高或油嘴过大造成停产或高含水生产，占分析井的47%。

3 高产井见水风险预警机制

根据上述研究，结合塔河油田各区块具体情况，建立了水侵风险评价指标（见表 1），包括地质因素、工程因素、开发因素及油井见水前异常信号 4大项共31项指标，形成了塔河油田缝洞型油藏高产井预警技术，以便及早发现油井水侵的信号并尽快采取适宜的控水稳油措施。水侵预警级别为 5级：红色、橙色、黄色、蓝色和绿色，分别代表由重到轻的见水风险严重程度。各评价指标依据其对实际生产的影响程度分3级给定权重系数，得出风险分级。如评分为 80～100则为红色预警，见水风险非常大，说明本井已出现明显异常信号，单元内邻井大部分水淹，水锥可能已到井底，预计本井半年内见水风险达 80%以上。应对措施：立即逐级缩小油嘴并加密含水监测至每小时1次，立即安排测流压。

2011年对塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏146口未见水高产井进行见水预警分析，认为25口井见水风险大，跟踪对比分析预警效果：①对见明显异常信号的10口井中的9口井采取缩嘴控锥措施，目前均未见水，而另1口未采取调控措施的井则见水；②另有15口见水风险略低的井目前暂未调控，但加密了产量、压力动态监测计量频次。

表1 缝洞型油藏油井见水风险分级评价指标及某井评价实例

4 结论

塔河油田奥陶系溶洞型和裂缝-孔洞型油藏开采过程中，底水经历水侵前—成锥期—托锥期—突破期4个阶段的变化。托锥后期，水侵会使溶洞系统的压力发生震荡，这种震荡会对井底流压产生一定的影响；根据节点分析思想，井底流压变化时，井口油压也产生变化，在生产指标上会有流压、油压、套压或产量的异常信号。对塔河油田 180口已见水高产井的统计表明，有 63%的井在托锥期会出现油（套）压或者产量的异常波动。根据影响油井见水的地质因素、工程因素、生产管理因素及油井见水前异常信号，总结出缝洞型油藏油井见水风险分级评价的31项指标，形成了高产井预警技术，以便及早发现油井水侵的信号，采取相应的控水稳油措施。2011年油田现场生产实际应用表明，预警评价技术预警效果好，延长了油井无水采油期。

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