孙恩慧，郭敬民，张 东，杨东东，刘博伟

（中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300452）

A 油藏为整体采用水平井开发的底水油藏，目前油田的含水率高达96%。关井压锥是一种稳油控水措施之一[1，2]。主要原因是油井关井后，水脊会逐渐下降，当油井再开井投入生产，油井的含水率会下降，相应的产油量会提高。关井后水脊下降高度的研究至关重要，这决定油井再开井后的生产情况。李传亮等[3，4]研究了底水油藏的关井压锥效果，潘昭才等[5]对影响关井压锥效果的边底水能量等因素进行了研究分析，聂彬等[6]不仅研究油水黏度比、油水密度差等地质油藏因素对底水油藏关井压锥的影响，还分析了隔夹层对关井压锥的影响。但是，目前关于底水油藏的关井压锥效果研究大部分针对直井，对水平井关井后水脊的研究较少。

本文结合A 油藏的实际地质情况，建立数值模型，分析油水黏度比、垂向渗透率与水平渗透率比值等地质油藏因素对关井后的水脊下降高度的影响，为制订合理的关井措施提供理论支持，从而更好地达到降水增油的目的[7，8]。

1 数值模型的建立

结合A 油藏的实际地质情况，建立数值模型。模型网格设置为80×80×22，x、y、z 网格大小分别为20 m、20 m、1 m，纵向上1～20 层为油层，21～22 层为水层，水体设为FK 水体，水体倍数1 000 倍，设计1 口水平井生产。数值模型的油藏基本参数如下：原始地层压力为13 MPa，地层原油黏度为30 mPa·s，原油密度为860 kg/m3，地层水黏度为0.5 mPa·s，地层水密度为1 000 kg/m3，有效孔隙度为0.3，水平渗透率为2 000 mD，垂直渗透率为200 mD，油层有效厚度为20 m。……