复杂断块油田水窜诊断与识别方法研究

　　摘要：复杂断块油藏非均质性较强，在注水开发过程中易发生水窜，影响油井产能，造成注入水无效循环。针对该问题，利用Buckley-Leverett驱油理论和马克西莫夫水驱理论推导出含水率与体积波及系数、累计产液量之间的数学模型，以该模型的双对数曲线为工具，实现单井、区块的水窜动态诊断。结果表明：当累计产液量与含水率的双对数曲线斜率接近-1.0时，油藏处于稳定水驱阶段，此时油水两相之间的关系为协作关系;当斜率偏离-1.0时，根据油田生产动态情况可分为过渡段或水窜段，此时油水两相主要表现为压制关系。在渤海KL油田的应用结果表明，该方法可以有效识别水窜的发生，并合理指导现场采取堵水、卡水、提液等增产措施。该方法对相同类型油田水窜的识别和治理具有指导意义。

　　关键词：复杂断块;水驱曲线;水窜;稳定水驱;渤海油田

　　石油方向论文投稿刊物：《油田地面工程》创刊于1978年，经国家新闻出版总署批准，由中国石油天然气集团公司主管，大庆油田有限责任公司主办的油田建设、施工和设计领域权威应用核心期刊。

　　0引言

　　复杂断块油田因其特殊的成因以及平面、纵向的强非均质性，导致该类型油田开发难度较大[1]。目前中国复杂断块油田均以注水开发为主[2]，并且逐渐进入高含水(含水大于60%)、高采出程度(采出程度大于30%)阶段[3-4]。水窜的发生对于处在“双高”阶段的复杂断块油田的综合调整以及新油田投产均会造成严重影响[5-8]。前人对水窜的定性识别及治理已进行了研究，并取得了众多研究成果[9-15]。近年来，定量判断油田是否处于稳定水驱阶段成为准确识别水窜的关键问题，Ershaghi等人[16-17]提出当含水率达到50%时，油田进入稳定水驱阶段;童宪章院士[18-19]提出对于部分多层合采井，在井网密度较高、采油速度快的条件下，当含水率达到25%时，其水驱特征便会显现出来，此时注入水流入生产井，油藏的压力整体处于稳定状态且体积波及系数接近于定值。然而由于海上油田受到开采成本的制约，较高的采油速度往往是油田开发的常态，因此，当注水前缘突破时，含水率往往小于50%，而单井含水则呈现出阶梯上升的趋势。为此，根据油气渗流理论，推导出水窜的数学模型，该方法可快速识别水窜并采取有效措施。

　　1油田概况

　　KL油田位于渤海南部海域，为辫状三角洲沉积，地质条件复杂，纵向层位多、跨度大，非均质性较强，单井平均钻遇厚度为2.2～5.9m，平均孔隙度为25%，平均渗透率为110mD。该油田于2015年投产，由于具有较高的地饱压差(14.0MPa)，投产初期利用天然能量开发，在该阶段，油井生产的动力主要为地层及井底压差，地层的含油饱和度整体变化较小，需要保持合理采液(油)速度为3%，产量出现递减的主要原因是地层能量不足，地层压降为6.0MPa。随着开发的进行，先期排液井逐渐转为注水井，油田开发进入天然能量向注水开发过渡阶段，地层能量小幅恢复，但是由于储层的非均质性较大，注入水在不同的生产层位指进程度不同，但是水驱前缘尚未突破。

　　随着注水井的全面投注，地层压力逐步恢复到原始压力附近，油田逐步进入水驱稳定阶段，当油井见水后，油井的生产动力逐渐由生产压差转向注入水驱替，此时地层压力基本维持不变，油井的产量递减主要是由于地层含油饱和度下降、含水上升导致。截至2018年年底，全油田沙河街组含水率为65%，主力区块部分油井出现含水台阶式上升的现象，有19口井含水超过80%，占总井数的33%。因此，需要对中深层复杂断块轻质边水油藏开展攻关研究，寻找快速识别水窜的方法，找到出水原因，采取有效措施分类治理，改善油田开发效果。

　　2水窜动态诊断方法

　　将油田实际生产数据代入式(9)，进行单井或区块的动态诊断。根据式(9)绘制双对数曲线，该曲线表现为斜率接近-1.0，截距为EVVp/c的直线。当单井或区块经过过渡阶段后(在注水开发前，利用天然能量开发，不同油田过渡时间不同)，逐渐进入注水开发阶段，其体积波及系数将逐渐趋近于常数。经过增产措施或综合调整之后，体积波及系数会逐渐增大，直至达到新的稳定水驱状态。当水窜发生时，体积波及系数将连续发生变化，其特征曲线的斜率也随之发生改变。但在保持单井产能的前提下，一定程度的水窜是可以接受的，根据渤海KL油田统计规律，合理水窜的曲线斜率为-1.3～-1.0。

　　3水窜指示曲线的使用条件及步骤

　　水窜指示曲线的使用条件为：区块或单井的生产状态相对稳定;区块的油水流度比大于1。水窜动态分析的步骤为：①通过生产日报获得区块或单井的含水率及累计产液量，并绘制双对数曲线;②对图中特征曲线形态进行识别标记;③利用曲线中的异常点，返回生产日报对生产数据进行对比分析，观察油井在发生水窜前是否进行过换泵、提液等措施，对应的注水井是否实施过增注，以便作出相应对策。

　　4应用实例

　　沙河街2井区为渤海KL油田主力区块，地层原油黏度为2.42mPa·s，地层水黏度为0.6mPa·s，截至2018年12月，综合含水率为65.6%，部分单井含水率突破70.0%，累计产油量为94.8×104m3，累计产液量为135.2×104m3。计算区块含水率与累计产液量之间的关系并绘制双对数曲线

　　，在指示曲线标出了该区块经历的几种生产阶段。由图2可知，在指示曲线的末端斜率明显偏离-1.0，表明该区块存在严重的水窜。通过查找对应的生产动态报表可知：油田投产后，随着先期排液井逐渐转为注水井，该区块处于正常的水驱状态中。2016年12月，对部分生产状况较好的井进行了提液措施，随后油井生产逐渐趋于稳定。2017年10月，该区块进行综合调整，在原井网的基础上增加了2口生产井和3口注水井。在油井生产进入新的水驱阶段后，该井区部分注水井逐渐出现注不进等现象，现场对注水井进行了提压增注措施，将注水压力由15MPa提高到18MPa，达到配注量，随后部分油井含水上升，区块发生了水窜现象。

　　其中，A井为该区块水窜较严重的一口生产井，该井在2017年4月至2018年6月期间受周边注水井提压增注影响发生了严重水窜，与水窜动态曲线认识一致，进一步验证了该方法的可靠性。针对沙河街2井区水窜动态诊断曲线的形态，对该区块目前已经投产的12口生产井及6口注水井进行逐井次分析，主要存在2种生产动态模式：一是初期产量递减快，随后注水补充能量，产量趋于稳定或减缓递减;二是生产井出现注水后增液不增油的情况。

　　通过油田生产过程中油水两相关系可知，当区块或单井处于稳定水驱状态下，储层中油水两相之间的关系为协作关系，产量递减主要是由于含油饱和度降低;当发生水窜后，油水两相逐渐由协作关系向压制关系转变，此时油相的相对渗透率大幅度降低，产量递减主要是由于含水突破造成的。在实际生产中，由于产量需求，需要经常改变工作制度，油水黏度比较小的区块普遍存在不同程度的水窜。根据以上原则及生产动态模式，对于水窜程度严重的4口生产井，采取产液剖面测试，随后对高含水层采取关层的措施，对于水窜程度较低的3口生产井，采取适当降低周边注水井的注入量继续生产并加强跟踪的措施。截至2018年12月中旬，实施高含水层关层的4口井平均单井增油量达到45m3/d，含水率由65.5%下降至33.2%。降水增油效果明显。

　　5结论和认识

　　(1)根据Buckley-Leverett非混相驱替理论和马克西莫夫水驱曲线理论，推导出了一种快速识别单井或区块水窜的新方法，该方法可以准确快速地识别水窜的发生并及时采取措施。

　　(2)对于实际油田，在保持单井产能的前提下，合理的水窜(斜率为-1.3～-1.0)是经常发生并可以接受的，根据水窜程度，及时采取适当的措施是保证油井产能的必要手段。

　　(3)应用实例表明：结合水窜指示曲线和生产动态日报即可判断高含水单井或区块目前的生产状态，及时采取有效措施保证油井的产量，既不需要产液剖面测试结果，也避免了盲目实施堵水、卡水造成的产量损失，具有快捷、简便且准确的特点，对油田水窜的识别及治理具有理论指导和实际应用价值。

　　参考文献：

　　[1]刘今子，邸伟娇，宋考平，等.基于井网单元的非均质低渗透油藏产能计算方法[J].东北石油大学学报，2018，42(4)：101-108.

　　[2]潘伟义，王友启，张诗洋，等.晚期注水开发实验研究[J].油气地质与采收率，2018，25(3)：122-126.