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摘要：塔河油田碳酸盐岩油藏，储集体主要由裂缝、溶孔及溶洞组成，油水关系复杂、控水难度相对较大。在开发过程中，随着地层能量不断释放，地层中以各种形式储存的地层水逐渐被携带出来，由于水体能量有差异，锥进程度不同，常出现井筒积液和底水锥进两种情况。本文通过对比分析两者形成机理、表现特征的异同，通过对流压梯度压力、生产动态变化进行分析判断，提出相应的解决方法。
关键词：井筒积液;底水锥进;形成机理;表现特征
1底水锥进
1.1形成机理
底水锥进主要是由于油井生产时产生的压降导致，在开采过程中产生的生产压差使油层下部形成垂直方向的压力梯度，底水不断向上运动，油水界面不断抬升[1]。水驱油藏中油井大部分生产时间为稳定流，每一恒定的原油采出量都导致恒定的压力下降。由于井筒压力下降，底水产生一个向上的力，促使油层底部的水上升到一定的高度，在水-油界面处上升动力与水的重力相平衡时。压降随着离开井筒距离的增加而减小，引起底水上升的动力减小，导致水-油界面的高度沿着侧向降低，呈稳定的水锥形状。底水锥进过程如图1-1：
当油井生产形成压力降大于油水密度差引起的重力差时锥进发生，满足：
时，油井发生水锥。公式（1-1）中，
、
分別为油、水密度;g为重力加速度，
为油水界面处压力，
为开采时井底流压。如图1-1，底水锥进主要分为初始开发状态、成锥期、托锥期、突破期四个时期[2]。
1.2表现特征
底水锥进可根据井口生产动态特征（油压、产液量、产油量、含水率）以及动态监测井底流压、井筒流压梯度的变化分布情况进行综合判断。
1.2.1井口生产动态特征变化
正常情况下由于地层能量下降的原因，油井油压、产液量呈缓慢下降趋势;若油井出现底水锥进，初期油压、产液量会呈异常上升或下降趋势变缓，这主要是因为底水能量的补充;一旦底水突破，油压将呈快速下降趋势，含水率突然上升，主要因此时底水已经形成连续相并占据油流主要通道。
1.2.2动态监测流压及梯度变化
由于底水能量的补充作用，井底流压在水锥突破初期呈上升趋势，后期底水突破后由于油井能量衰减流压呈缓慢下降趋势。而井筒内由于水体侵入，整体密度差增大，整个井筒内流压梯度也呈上升趋势。及时安排流压测试判断底水影响。
1.2.3油压与累产对应关系
塔河油田碳酸盐岩油藏通过对比油压与累产间的对应关系，发现底水油藏在生产过程中油压变化分为四个阶段，如图1-2：①AB段：原始状态，油藏压力扩散到油体边界前的压力变化;②BC段：成锥期，反映了油藏压力扩散至油体边界后，边底水的能量尚未充分补充时期;③CD段：托锥期，反映了边底水能量已开始补充的时期;④E点：反映的是底水突破井底附近时的油压波动，是见水前的异常反映信号。
2井筒积液
2.1形成机理
井筒积液主要是因为弱能量边底水未能被油气流快速举升至井口，仅部分被携带出井口，而大部分滞留在井筒中，井筒滞留的水越来越多，导致井口压力快速下降，从而降低油井的产能。影响井筒积液的主要因素是流体的流速，若流体的流速小于底水或边水进入井筒的速度时，则容易形成积液。
2.2表现特征
同理，井筒积液也主要根据井口生产动态特征（油压、产液量、产油量、含水率）和动态监测井底流压、井筒流压梯度的变化分布情况进行综合判断。
2.2.1井口生产动态特征变化
井筒积液过程中，由于地层水在井筒中不断聚集，油井油压、产液量呈下降趋势，因地层水无法及时排除，含水率变化不明显。若未能有效解除井筒积液，油压、产液量持续下降直至停喷。通过放大油嘴直径加快流体流速，当流速大于边底水进入井筒的速度时，油压、产液量逐步恢复，直至井筒积液解除。
2.2.2动态监测流压及梯度变化
井筒积液时由于地层能量持续降低，而没有充足底水进行有效补充能量，井底流压呈下降趋势。积液时由于油水密度差的存在井筒内流压梯度呈上升趋势，一般表现为底部最为严重，上部减弱，井筒底部流压上升幅度要高于井筒上部。当采取放大油嘴直径排积液后，井筒积水消除，流压梯度恢复。
3下步对策
3.1底水锥进下步对策
（1）针对新井投产后根据整个区域的底水能量情况实施控液生产，尽可能的延长油井自喷期，降低生产成本;
（2）在油井生产过程中监测好油井压力变化，并加强流压监测，做好预防底水锥进工作，首先是监测生产过程中油压突然上升和产液变化;其次是对流压和流压梯度的分析，若流压和流压梯度同时上升，则是底水锥进的表现;
（3）若油井在生产过程中发生底水锥进，则先进行缩嘴控液，若底水突破后缩嘴无效，则关井压锥，若压力恢复缓慢则考虑注气吞吐采油。
3.2井筒积液下步对策
（1）关注好日常油压，含水变化。首先是生产过程中油压下降，含水率先下降后上升，其次是流压下降而流压梯度上升，则可能是井筒积液，需结合流压综合判断;
（2）判断为井筒积液后，及时放嘴排液，排水过程中需要关注好油压，含水变化;
（3）当井筒积液排完后，及时摸索合理的工作制度，控制好生产压差;
（4）当井筒积液较为严重，通过放大压差排液已不能满足排液要求时，进行气举或抽汲排液恢复自喷。
4结论
（1）通过对底水锥进和井筒积液形成机理和表现特征的分析对比，结合实际生产过程中油井实例，总结出鉴别底水锥进和井筒积液的方法;
（2）在边底水油藏开发中，捕捉好异常信号，采取一定措施有效指导生产，延长无水采油期;
（3）及时调整采液强度，严格控制生产参数，保持均衡开采。
参考文献：
[1] 姜昊罡，康红兵，吴波，等.塔河油田水锥探讨[J].天然气地球科学，2006，17（2）：233-238.
[2] 朱蓉，楼章华，牛少凤，等.塔河奥陶系油藏地层水赋存状态及控水对策[J] 浙江大学学报，2008，42（10）：1843-1848.
作者简介：
谷海亮，1987年男，籍贯山东省东营市，硕士研究生学历，职称工程师
关键词：井筒积液;底水锥进;形成机理;表现特征
1底水锥进
1.1形成机理
底水锥进主要是由于油井生产时产生的压降导致，在开采过程中产生的生产压差使油层下部形成垂直方向的压力梯度，底水不断向上运动，油水界面不断抬升[1]。水驱油藏中油井大部分生产时间为稳定流，每一恒定的原油采出量都导致恒定的压力下降。由于井筒压力下降，底水产生一个向上的力，促使油层底部的水上升到一定的高度，在水-油界面处上升动力与水的重力相平衡时。压降随着离开井筒距离的增加而减小，引起底水上升的动力减小，导致水-油界面的高度沿着侧向降低，呈稳定的水锥形状。底水锥进过程如图1-1：
当油井生产形成压力降大于油水密度差引起的重力差时锥进发生，满足：
时，油井发生水锥。公式（1-1）中，
、分別为油、水密度;g为重力加速度，为油水界面处压力，为开采时井底流压。如图1-1，底水锥进主要分为初始开发状态、成锥期、托锥期、突破期四个时期[2]。
1.2表现特征
底水锥进可根据井口生产动态特征（油压、产液量、产油量、含水率）以及动态监测井底流压、井筒流压梯度的变化分布情况进行综合判断。
1.2.1井口生产动态特征变化
正常情况下由于地层能量下降的原因，油井油压、产液量呈缓慢下降趋势;若油井出现底水锥进，初期油压、产液量会呈异常上升或下降趋势变缓，这主要是因为底水能量的补充;一旦底水突破，油压将呈快速下降趋势，含水率突然上升，主要因此时底水已经形成连续相并占据油流主要通道。
1.2.2动态监测流压及梯度变化
由于底水能量的补充作用，井底流压在水锥突破初期呈上升趋势，后期底水突破后由于油井能量衰减流压呈缓慢下降趋势。而井筒内由于水体侵入，整体密度差增大，整个井筒内流压梯度也呈上升趋势。及时安排流压测试判断底水影响。
1.2.3油压与累产对应关系
塔河油田碳酸盐岩油藏通过对比油压与累产间的对应关系，发现底水油藏在生产过程中油压变化分为四个阶段，如图1-2：①AB段：原始状态，油藏压力扩散到油体边界前的压力变化;②BC段：成锥期，反映了油藏压力扩散至油体边界后，边底水的能量尚未充分补充时期;③CD段：托锥期，反映了边底水能量已开始补充的时期;④E点：反映的是底水突破井底附近时的油压波动，是见水前的异常反映信号。
2井筒积液
2.1形成机理
井筒积液主要是因为弱能量边底水未能被油气流快速举升至井口，仅部分被携带出井口，而大部分滞留在井筒中，井筒滞留的水越来越多，导致井口压力快速下降，从而降低油井的产能。影响井筒积液的主要因素是流体的流速，若流体的流速小于底水或边水进入井筒的速度时，则容易形成积液。
2.2表现特征
同理，井筒积液也主要根据井口生产动态特征（油压、产液量、产油量、含水率）和动态监测井底流压、井筒流压梯度的变化分布情况进行综合判断。
2.2.1井口生产动态特征变化
井筒积液过程中，由于地层水在井筒中不断聚集，油井油压、产液量呈下降趋势，因地层水无法及时排除，含水率变化不明显。若未能有效解除井筒积液，油压、产液量持续下降直至停喷。通过放大油嘴直径加快流体流速，当流速大于边底水进入井筒的速度时，油压、产液量逐步恢复，直至井筒积液解除。
2.2.2动态监测流压及梯度变化
井筒积液时由于地层能量持续降低，而没有充足底水进行有效补充能量，井底流压呈下降趋势。积液时由于油水密度差的存在井筒内流压梯度呈上升趋势，一般表现为底部最为严重，上部减弱，井筒底部流压上升幅度要高于井筒上部。当采取放大油嘴直径排积液后，井筒积水消除，流压梯度恢复。
3下步对策
3.1底水锥进下步对策
（1）针对新井投产后根据整个区域的底水能量情况实施控液生产，尽可能的延长油井自喷期，降低生产成本;
（2）在油井生产过程中监测好油井压力变化，并加强流压监测，做好预防底水锥进工作，首先是监测生产过程中油压突然上升和产液变化;其次是对流压和流压梯度的分析，若流压和流压梯度同时上升，则是底水锥进的表现;
（3）若油井在生产过程中发生底水锥进，则先进行缩嘴控液，若底水突破后缩嘴无效，则关井压锥，若压力恢复缓慢则考虑注气吞吐采油。
3.2井筒积液下步对策
（1）关注好日常油压，含水变化。首先是生产过程中油压下降，含水率先下降后上升，其次是流压下降而流压梯度上升，则可能是井筒积液，需结合流压综合判断;
（2）判断为井筒积液后，及时放嘴排液，排水过程中需要关注好油压，含水变化;
（3）当井筒积液排完后，及时摸索合理的工作制度，控制好生产压差;
（4）当井筒积液较为严重，通过放大压差排液已不能满足排液要求时，进行气举或抽汲排液恢复自喷。
4结论
（1）通过对底水锥进和井筒积液形成机理和表现特征的分析对比，结合实际生产过程中油井实例，总结出鉴别底水锥进和井筒积液的方法;
（2）在边底水油藏开发中，捕捉好异常信号，采取一定措施有效指导生产，延长无水采油期;
（3）及时调整采液强度，严格控制生产参数，保持均衡开采。
参考文献：
[1] 姜昊罡，康红兵，吴波，等.塔河油田水锥探讨[J].天然气地球科学，2006，17（2）：233-238.
[2] 朱蓉，楼章华，牛少凤，等.塔河奥陶系油藏地层水赋存状态及控水对策[J] 浙江大学学报，2008，42（10）：1843-1848.
作者简介：
谷海亮，1987年男，籍贯山东省东营市，硕士研究生学历，职称工程师