【摘要】针对欢17块大凌河油藏地质与开发特点，为了进一步增加可采储量、改善油藏开发效果，对油藏地质特征进行了再认识，包括构造特征、隔夹层分布特征、储量复算等；对油藏注水开发阶段进行效果评价，总结开发效果；对底水油藏水锥起降规律进行研究，包括现在测试资料的分析研究，水锥物理模拟研究、水锥数值模拟研究等，根据不同方法预测压水锥的最佳时间。
　　
【关键词】水锥 压水锥 物模 欢17块
　　
1 区块概况
　　
欢17块大凌河油层位于欢喜岭油田中西部。是一个具有气顶、边底水的巨厚块状砂岩油藏。含油面积2.15Km2，原油地质储量568.2×104t，孔隙度22.8%，有效渗透率0.375μm2，油水界面1485m，油层有效厚度26.9m，原始地层压力16.26MPa，饱和地层压力14.75MPa。
　　
该块1976年进行勘探工作，1978年8月在欢17井试油获高产油气流，随后进行试采。1979年全面投入注水开发，1984年以完善注采系统为目的进行的井网加密调整。1990年为进一步完善注采系统，以稳油控水为目的进行的井网加密调整。
　　
2 地质特征再认识
　　
2.1 构造特征
　　
欢17块位于西部凹陷斜坡带，断裂构造与区域构造特征具有一定的相似性，共发育4条正断层，对本区的沉积、油气分布起着重要的控制作用。在精细地层划分、三维地震解释的基础，进行了构造再认识，储层研究。新构造与原构造差别不大。
　　
2.2 砂体发育特征
　　
总体来说，砂体呈扇形展布，来源方向为北西向和北东向，其中北东向有三支水道。砂体沿着水道方向发育较厚，向四周逐渐减薄至尖灭。南块砂体比北块砂体发育厚。
　　
2.3 油层发育特征
　　
流体的分布受构造和岩性控制，油气界面和油水界面在同一断块内是统一的。砂体发育厚的构造高部位，油、气层发育也较厚，反之较薄。其中北块储层埋藏浅，具有气顶气，油气界面深度为-1430m，油水界面深度为-1485m；南块储层埋藏较深，没有气顶气分布，油水界面深度为-1760m。
　　
2.4 储量复算
　　
经过对储量重新进行复算，北块储量合计390.6万吨，实际上报441.0万吨；南块储量合计125.5万吨，实际上报127.0万吨。区块储量合计516.1万吨，实际上报568万吨。重新复算的储量比实际上报的要少，区别主要在于北块。
　　
3 注水开发阶段效果评价3.1 稳产期长，采油速度高
　　
该区块自1979年2月投產至1979年底即完成了上产阶段，1980年～1987年保持稳产，产油速度平均为2.58%。稳产期累积产油量为10.07万吨，阶段采收率为20.7%。3.2 中低含水期采出程度高
　　
由于区块原油物性较差，粘度较好，油水粘度比为12。理论上认为这类油藏50%的可采储量将于含水率大于80%以后采出。但由于区块从投产开始就注重控制含水上升，将含水上升率控制在3.0%左右，使得综合含水升至81.64%时，采出程度达到26.39%。
　　
3.3 注水利用率高，体积波及系数大
　　
将欢17块大凌河油层北块的存水率与采出程度的关系曲线同理论曲线对比发现，目前存水率高于理论值，反应出注水利用率高，体积波及系数大。
　　
4 现场测试及底水油藏水锥起降规律理论研究认识
　　
在底水油藏中，油藏开采以前，水位于油层的下部，油位于油层的上部。油藏开采以后，打开层段下面将形成半球状的势分布，由于垂向势梯度的影响，油水接触面发生变形，在沿井轴方向势梯度达到最大。此时的接触面形成喇叭状，即底水锥进。
　　
4.1 现场测试及认识
　　
针对欢17块大凌河油层北块目前存在的底水锥进严重，采油井水窜严重，各类措施无法见效的主要问题。现场提出并试验了关停全部注水井以及高产液油井，采用压水锥的办法来控制底水锥进，使油水关系重新分布。
　　
2007年4月油藏全面实施压水锥实验。统计全区压水锥井试验前后含水率变化，从统计结果看，压水锥后含水率都有所降低。说明压水锥试验在一定程度上起到了降水的调整效果。
　　
压水锥试验过程中，实施了14井次的过套管电阻率测试工作，从2口连续测试4次的井监测结果来看，水井层内剩余油继续分异，顶部电阻率有继续升高趋势，油水界面继续下移，电阻率升高。油井受层内夹层影响，夹层对剩余油分异起到控制作用，总的看顶部剩余油继续富集，电阻率不断升高，油水界面不再上移呈下降趋势。
　　
4.2 物理模拟研究及认识
　　
根据底水油藏的特点和相似性理论，选择合理的物理模型参数，做出物理模型进行模拟研究。
　　
（1）根据实验现象观察，小模型的起脊过程主要分为：“整体托进—井轴下脊进—井轴下脊进与边部抬升—脊进到井口”，四个主要过程。
　　
（2）压脊过程，当小模型生产到一定含水率时，关井进行压水脊。通过实验观察，可以看出当关井一段时间后，模型中的油水界面下降了一定高度。
　　
（3）水脊下降速度预测，根据记录的数据作图分析，在高含水率和特高含水阶段，压脊时间较长，较优时间为10年左右，而在这段时间内，前4年的水脊下降速度更快，水锥下降6—8m。
　　
4.3 水锥规律理论计算研究
　　
根据R，L，Lee方法，选取合理的控制方程和边界条件，对比发现修正后的R，L，Lee公式预测的水锥高度的变化精度较高，变化形态表现为前期水锥下降速度较快，中期下降速度较慢，后期下降速度与实验模型吻合。理论计算压水锥4年下降高度5m。
　　
5 结论及建议
　　
（1）利用压水锥物理模型记录数据计算发现，水锥下降呈现一个先快后慢的过程，压锥4年末，水锥下降高度约占10年水锥下降高度的67%。考虑到油井闲置、设备老化以及经济损失等因素，得出最佳压锥时间为4年左右。
　　
（2）通过理论计算研究认识到，水锥下降是一个由急逐渐变缓的过程，水锥快速下降阶段主要是压水锥的前四年，下降高度5m。
　　
（3）压水脊能够抑制底水脊进，降低油水界面，降低油井含水率，增加产油量，提高底水油藏的最终采收率。