摘要：復雜斷塊油藏非均質性較強，在注水開發過程中易發生水竄，影響油井產能，造成注入水無效循環。針對該問題，利用Buckley-Leverett驅油理論和馬克西莫夫水驅理論推導出含水率與體積波及系數、累計產液量之間的數學模型，以該模型的雙對數曲線為工具，實現單井、區塊的水竄動態診斷。結果表明：當累計產液量與含水率的雙對數曲線斜率接近-1.0時，油藏處于穩定水驅階段，此時油水兩相之間的關系為協作關系;當斜率偏離-1.0時，根據油田生產動態情況可分為過渡段或水竄段，此時油水兩相主要表現為壓制關系。在渤海KL油田的應用結果表明，該方法可以有效識別水竄的發生，并合理指導現場采取堵水、卡水、提液等增產措施。該方法對相同類型油田水竄的識別和治理具有指導意義。

　　關鍵詞：復雜斷塊;水驅曲線;水竄;穩定水驅;渤海油田

　　石油方向論文投稿刊物：《油田地面工程》創刊于1978年，經國家新聞出版總署批準，由中國石油天然氣集團公司主管，大慶油田有限責任公司主辦的油田建設、施工和設計領域權威應用核心期刊。

　　0引言

　　復雜斷塊油田因其特殊的成因以及平面、縱向的強非均質性，導致該類型油田開發難度較大[1]。目前中國復雜斷塊油田均以注水開發為主[2]，并且逐漸進入高含水(含水大于60%)、高采出程度(采出程度大于30%)階段[3-4]。水竄的發生對于處在“雙高”階段的復雜斷塊油田的綜合調整以及新油田投產均會造成嚴重影響[5-8]。前人對水竄的定性識別及治理已進行了研究，并取得了眾多研究成果[9-15]。近年來，定量判斷油田是否處于穩定水驅階段成為準確識別水竄的關鍵問題，Ershaghi等人[16-17]提出當含水率達到50%時，油田進入穩定水驅階段;童憲章院士[18-19]提出對于部分多層合采井，在井網密度較高、采油速度快的條件下，當含水率達到25%時，其水驅特征便會顯現出來，此時注入水流入生產井，油藏的壓力整體處于穩定狀態且體積波及系數接近于定值。然而由于海上油田受到開采成本的制約，較高的采油速度往往是油田開發的常態，因此，當注水前緣突破時，含水率往往小于50%，而單井含水則呈現出階梯上升的趨勢。為此，根據油氣滲流理論，推導出水竄的數學模型，該方法可快速識別水竄并采取有效措施。

　　1油田概況

　　KL油田位于渤海南部海域，為辮狀三角洲沉積，地質條件復雜，縱向層位多、跨度大，非均質性較強，單井平均鉆遇厚度為2.2～5.9m，平均孔隙度為25%，平均滲透率為110mD。該油田于2015年投產，由于具有較高的地飽壓差(14.0MPa)，投產初期利用天然能量開發，在該階段，油井生產的動力主要為地層及井底壓差，地層的含油飽和度整體變化較小，需要保持合理采液(油)速度為3%，產量出現遞減的主要原因是地層能量不足，地層壓降為6.0MPa。隨著開發的進行，先期排液井逐漸轉為注水井，油田開發進入天然能量向注水開發過渡階段，地層能量小幅恢復，但是由于儲層的非均質性較大，注入水在不同的生產層位指進程度不同，但是水驅前緣尚未突破。

　　隨著注水井的全面投注，地層壓力逐步恢復到原始壓力附近，油田逐步進入水驅穩定階段，當油井見水后，油井的生產動力逐漸由生產壓差轉向注入水驅替，此時地層壓力基本維持不變，油井的產量遞減主要是由于地層含油飽和度下降、含水上升導致。截至2018年年底，全油田沙河街組含水率為65%，主力區塊部分油井出現含水臺階式上升的現象，有19口井含水超過80%，占總井數的33%。因此，需要對中深層復雜斷塊輕質邊水油藏開展攻關研究，尋找快速識別水竄的方法，找到出水原因，采取有效措施分類治理，改善油田開發效果。

　　2水竄動態診斷方法

　　將油田實際生產數據代入式(9)，進行單井或區塊的動態診斷。根據式(9)繪制雙對數曲線，該曲線表現為斜率接近-1.0，截距為EVVp/c的直線。當單井或區塊經過過渡階段后(在注水開發前，利用天然能量開發，不同油田過渡時間不同)，逐漸進入注水開發階段，其體積波及系數將逐漸趨近于常數。經過增產措施或綜合調整之后，體積波及系數會逐漸增大，直至達到新的穩定水驅狀態。當水竄發生時，體積波及系數將連續發生變化，其特征曲線的斜率也隨之發生改變。但在保持單井產能的前提下，一定程度的水竄是可以接受的，根據渤海KL油田統計規律，合理水竄的曲線斜率為-1.3～-1.0。

　　3水竄指示曲線的使用條件及步驟

　　水竄指示曲線的使用條件為：區塊或單井的生產狀態相對穩定;區塊的油水流度比大于1。水竄動態分析的步驟為：①通過生產日報獲得區塊或單井的含水率及累計產液量，并繪制雙對數曲線;②對圖中特征曲線形態進行識別標記;③利用曲線中的異常點，返回生產日報對生產數據進行對比分析，觀察油井在發生水竄前是否進行過換泵、提液等措施，對應的注水井是否實施過增注，以便作出相應對策。

　　4應用實例

　　沙河街2井區為渤海KL油田主力區塊，地層原油黏度為2.42mPa·s，地層水黏度為0.6mPa·s，截至2018年12月，綜合含水率為65.6%，部分單井含水率突破70.0%，累計產油量為94.8×104m3，累計產液量為135.2×104m3。計算區塊含水率與累計產液量之間的關系并繪制雙對數曲線

　　，在指示曲線標出了該區塊經歷的幾種生產階段。由圖2可知，在指示曲線的末端斜率明顯偏離-1.0，表明該區塊存在嚴重的水竄。通過查找對應的生產動態報表可知：油田投產后，隨著先期排液井逐漸轉為注水井，該區塊處于正常的水驅狀態中。2016年12月，對部分生產狀況較好的井進行了提液措施，隨后油井生產逐漸趨于穩定。2017年10月，該區塊進行綜合調整，在原井網的基礎上增加了2口生產井和3口注水井。在油井生產進入新的水驅階段后，該井區部分注水井逐漸出現注不進等現象，現場對注水井進行了提壓增注措施，將注水壓力由15MPa提高到18MPa，達到配注量，隨后部分油井含水上升，區塊發生了水竄現象。

　　其中，A井為該區塊水竄較嚴重的一口生產井，該井在2017年4月至2018年6月期間受周邊注水井提壓增注影響發生了嚴重水竄，與水竄動態曲線認識一致，進一步驗證了該方法的可靠性。針對沙河街2井區水竄動態診斷曲線的形態，對該區塊目前已經投產的12口生產井及6口注水井進行逐井次分析，主要存在2種生產動態模式：一是初期產量遞減快，隨后注水補充能量，產量趨于穩定或減緩遞減;二是生產井出現注水后增液不增油的情況。

　　通過油田生產過程中油水兩相關系可知，當區塊或單井處于穩定水驅狀態下，儲層中油水兩相之間的關系為協作關系，產量遞減主要是由于含油飽和度降低;當發生水竄后，油水兩相逐漸由協作關系向壓制關系轉變，此時油相的相對滲透率大幅度降低，產量遞減主要是由于含水突破造成的。在實際生產中，由于產量需求，需要經常改變工作制度，油水黏度比較小的區塊普遍存在不同程度的水竄。根據以上原則及生產動態模式，對于水竄程度嚴重的4口生產井，采取產液剖面測試，隨后對高含水層采取關層的措施，對于水竄程度較低的3口生產井，采取適當降低周邊注水井的注入量繼續生產并加強跟蹤的措施。截至2018年12月中旬，實施高含水層關層的4口井平均單井增油量達到45m3/d，含水率由65.5%下降至33.2%。降水增油效果明顯。

　　5結論和認識

　　(1)根據Buckley-Leverett非混相驅替理論和馬克西莫夫水驅曲線理論，推導出了一種快速識別單井或區塊水竄的新方法，該方法可以準確快速地識別水竄的發生并及時采取措施。

　　(2)對于實際油田，在保持單井產能的前提下，合理的水竄(斜率為-1.3～-1.0)是經常發生并可以接受的，根據水竄程度，及時采取適當的措施是保證油井產能的必要手段。

　　(3)應用實例表明：結合水竄指示曲線和生產動態日報即可判斷高含水單井或區塊目前的生產狀態，及時采取有效措施保證油井的產量，既不需要產液剖面測試結果，也避免了盲目實施堵水、卡水造成的產量損失，具有快捷、簡便且準確的特點，對油田水竄的識別及治理具有理論指導和實際應用價值。

　　參考文獻：

　　[1]劉今子，邸偉嬌，宋考平，等.基于井網單元的非均質低滲透油藏產能計算方法[J].東北石油大學學報，2018，42(4)：101-108.

　　[2]潘偉義，王友啟，張詩洋，等.晚期注水開發實驗研究[J].油氣地質與采收率，2018，25(3)：122-126.