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摘要：托甫台区属于典型的碳酸盐岩缝洞型油藏，储集体主要由裂缝、溶孔及溶洞组成[1]，油藏缝洞发育、油水关系复杂、控水难度相对较大。在油田开发过程中，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。缝洞型碳酸盐岩油藏合理产能确定是世界性难题，没有成熟经验可借鉴。本文通过总结见水特征、分析见水机理和影响因素，为提高油藏采收率提供技术支持。
关键词：托甫台;缝洞型油藏;高产井;见水
1.油藏概况和开发历程
1.1油藏概况
塔河油田构造位于塔里木盆地沙雅隆起中段阿克库勒凸起西南部[2]，阿克库勒凸起西部为哈拉哈塘凹陷，北部为雅克拉凸起，南部为顺托果勒隆起，东南部为满加尔坳陷，东部为草湖凹陷。托甫台区奥陶系油藏位于塔河油田西南外扩部分，行政隶属新疆维吾尔自治区库车县和沙雅县境内。
1.2开发历程
托甫台区块奥陶系油藏自2003年3月109井投产试采以来，根据开发历程可划分为四个阶段：试采阶段、建产阶段、稳产阶段及调整阶段。
2.高产井见水机理分析
2.1缝洞型碳酸盐岩油藏高产井见水特征
塔河缝洞油藏油井开采过程中，底水经历水侵前（原始状态）—成锥期—托锥期—突破期4个阶段的变化。托锥后期，水侵会使溶洞系统的压力发生震荡，这种震荡会导致井底流压、井口油压、套压或产量出现异常。通过分析影响油井见水的地质因素、工程因素及油井生产特点，总结出缝洞油藏高产井见水异常信号特征，通过对油井生产中异常信号特征研究分析，为高产井产能调整提供依据。
2.2高产井见水前异常信号形成机理
塔河油田奥陶系的主要储集体类型为溶洞型和裂缝-孔洞型。高产井投产之，油井周围形成“压降漏斗”，随着开采的进行，水体经历水侵前—成锥期—托锥期—突破期4个阶段的变化。图2-2为溶洞型或大孔洞型油藏底水锥进过程示意图。开采初始阶段即水侵前，依靠地层的自身能量驱动流体，不考虑气量大小或假设气量相等，则井口压力与井筒流体压力之和等于井底流压（见图a）;当生产时间为 t1时，流压降低，地层压力系统不再平衡，底水推进维持压力平衡，高势能底水开始向低势空间渗流扩散，向井底方向流动的有效流速小于底水推进速度（v1w），井口压力仍然下降（见图b），即成锥期;当生产时间为t2时，底水驱动能量占主导地位，向井底方向推进的流速与底水推进速度相等（v2=vw），流压增大，井口压力发生波动，甚至出现升高的现象，当底水能量充足时，井口产液量升高（见图c），即托锥期;当底水推进到井筒时（t3时刻），井筒流体发生变化，存在两相以上流体，井筒流体自身压力增大，井口压力下降，井口产出液含水上升（见图d），即突破期。
图2-3为裂缝-孔洞型油藏底水窜进过程示意图。开采初始阶段如图a;生产到一定时间，流压降低，底水上侵，即进入成锥期（见图b）。流压继续下降，底水驱动能量占主导地位，充填较弱的高渗高孔空间优先启动，不同縫洞空间油水界面不统一，当高渗高孔空间地层压力降低时，其他空间水体开始上侵（见图c），即托锥期。多缝洞空间的压力不间断平衡过程导致底水不断上行推进，出现单孔见水（见图d）。当压力降低到一定程度，出现多孔见水，含水急剧上升或水淹（见图e），即突破期。
以上分析说明，水侵会使溶洞系统压力发生震荡，这种震荡会以压力波的形式很快传到溶洞体内的各个位置，因此对井底流压会有一定的影响;并且根据节点分析思想，流压变化时油压也变化，在生产指标信号上会有流压、油压、套压或产量的异常反映，因此托锥后期或底水上侵后期是控制含水、防止水体快速推进的有利时机。
2.3托甫台区油井见水前异常信号特征
托锥期出现油（套）压或者产量的异常波动，主要表现为流压、压力梯度上升，底水能量充足时井口产液量升高。
2.3高产井见水影响因素分析
通过对暴性水淹和含水快速上升的 64口井进行分析，结合塔河缝洞型油藏特点，导致油井水淹或高含水的主要影响因素有以下3种类型。
（1） 地质因素
主要包括构造、断裂、储集层、油水关系等。分析的 64口井中，27口井含水主要影响因素属于此类占分析井的42%。
（2） 工程因素
塔河油田水体活跃区域油井钻入目的层厚度、完井方式（是否酸压）、上部地层的固井质量、下部深层近井筒活跃水体的控制程度及压裂改造工程质量等也是导致含水上升的重要因素。7口井含水主要影响因素属于此类，占分析井的11%。
（3）生产管理等开发因素
由于开发过程中对油藏认识不足、管理不到位、控水和治水措施不力以及连通的邻井注水、生产的影响，导致含水上升过快，甚至暴性水淹，将严重影响油藏的开发效果。生产管理中因放大油嘴、提液等措施造成油井过早见水或水淹的现象很普遍。
3下步对策
开发实践表明，单井的主要采油期是无水期和低含水期，其累积采油量大小也主要是这两段时间的采油量大小决定的。区块或单井若想获得较高的采出程度，对见水井来讲，无水期或低含水阶段采出量必须较高。对无水井来讲，递减率必须较低，不见水时间长。因此，见水前的合理产能应尽可能延长不见水时间，且保持递减率相对比较低的产量。见水后，合理产能应尽可能延长低含水阶段开发时间，且维持递减率相对比较低的产量。我们总结出以下三点对策：
（1）高产井投产后，应根据整个区域的底水能量情况和油水界面进行合理产能分析，尽可能的延长油井自喷期;
（2）在生产过程中监测好油井压力变化，加强流压监测。对油压突然上升和产液增加，在排除地面因素后，要仔细对比流压和流压梯度变化。若流压、流压梯度、流温出现上升，则考虑控液生产;
（3）若控液无效，则论证关井压锥或注气潜力。
参考文献：
[1] 鲁新便.塔里木盆地塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏开发地质研究中的若干问题[J].石油实验地质，2003，25（5）：508-512.
[2] 任爱军.塔河油田托甫台区块缝洞型碳酸盐岩油藏开发技术研究[J].石油天然气学报，2011，33（06）：304-306.
作者简介：
魏林杉，男199年1，籍贯河南省南阳市，本科学历，现任职称工程师。
关键词：托甫台;缝洞型油藏;高产井;见水
1.油藏概况和开发历程
1.1油藏概况
塔河油田构造位于塔里木盆地沙雅隆起中段阿克库勒凸起西南部[2]，阿克库勒凸起西部为哈拉哈塘凹陷，北部为雅克拉凸起，南部为顺托果勒隆起，东南部为满加尔坳陷，东部为草湖凹陷。托甫台区奥陶系油藏位于塔河油田西南外扩部分，行政隶属新疆维吾尔自治区库车县和沙雅县境内。
1.2开发历程
托甫台区块奥陶系油藏自2003年3月109井投产试采以来，根据开发历程可划分为四个阶段：试采阶段、建产阶段、稳产阶段及调整阶段。
2.高产井见水机理分析
2.1缝洞型碳酸盐岩油藏高产井见水特征
塔河缝洞油藏油井开采过程中，底水经历水侵前（原始状态）—成锥期—托锥期—突破期4个阶段的变化。托锥后期，水侵会使溶洞系统的压力发生震荡，这种震荡会导致井底流压、井口油压、套压或产量出现异常。通过分析影响油井见水的地质因素、工程因素及油井生产特点，总结出缝洞油藏高产井见水异常信号特征，通过对油井生产中异常信号特征研究分析，为高产井产能调整提供依据。
2.2高产井见水前异常信号形成机理
塔河油田奥陶系的主要储集体类型为溶洞型和裂缝-孔洞型。高产井投产之，油井周围形成“压降漏斗”，随着开采的进行，水体经历水侵前—成锥期—托锥期—突破期4个阶段的变化。图2-2为溶洞型或大孔洞型油藏底水锥进过程示意图。开采初始阶段即水侵前，依靠地层的自身能量驱动流体，不考虑气量大小或假设气量相等，则井口压力与井筒流体压力之和等于井底流压（见图a）;当生产时间为 t1时，流压降低，地层压力系统不再平衡，底水推进维持压力平衡，高势能底水开始向低势空间渗流扩散，向井底方向流动的有效流速小于底水推进速度（v1
图2-3为裂缝-孔洞型油藏底水窜进过程示意图。开采初始阶段如图a;生产到一定时间，流压降低，底水上侵，即进入成锥期（见图b）。流压继续下降，底水驱动能量占主导地位，充填较弱的高渗高孔空间优先启动，不同縫洞空间油水界面不统一，当高渗高孔空间地层压力降低时，其他空间水体开始上侵（见图c），即托锥期。多缝洞空间的压力不间断平衡过程导致底水不断上行推进，出现单孔见水（见图d）。当压力降低到一定程度，出现多孔见水，含水急剧上升或水淹（见图e），即突破期。
以上分析说明，水侵会使溶洞系统压力发生震荡，这种震荡会以压力波的形式很快传到溶洞体内的各个位置，因此对井底流压会有一定的影响;并且根据节点分析思想，流压变化时油压也变化，在生产指标信号上会有流压、油压、套压或产量的异常反映，因此托锥后期或底水上侵后期是控制含水、防止水体快速推进的有利时机。
2.3托甫台区油井见水前异常信号特征
托锥期出现油（套）压或者产量的异常波动，主要表现为流压、压力梯度上升，底水能量充足时井口产液量升高。
2.3高产井见水影响因素分析
通过对暴性水淹和含水快速上升的 64口井进行分析，结合塔河缝洞型油藏特点，导致油井水淹或高含水的主要影响因素有以下3种类型。
（1） 地质因素
主要包括构造、断裂、储集层、油水关系等。分析的 64口井中，27口井含水主要影响因素属于此类占分析井的42%。
（2） 工程因素
塔河油田水体活跃区域油井钻入目的层厚度、完井方式（是否酸压）、上部地层的固井质量、下部深层近井筒活跃水体的控制程度及压裂改造工程质量等也是导致含水上升的重要因素。7口井含水主要影响因素属于此类，占分析井的11%。
（3）生产管理等开发因素
由于开发过程中对油藏认识不足、管理不到位、控水和治水措施不力以及连通的邻井注水、生产的影响，导致含水上升过快，甚至暴性水淹，将严重影响油藏的开发效果。生产管理中因放大油嘴、提液等措施造成油井过早见水或水淹的现象很普遍。
3下步对策
开发实践表明，单井的主要采油期是无水期和低含水期，其累积采油量大小也主要是这两段时间的采油量大小决定的。区块或单井若想获得较高的采出程度，对见水井来讲，无水期或低含水阶段采出量必须较高。对无水井来讲，递减率必须较低，不见水时间长。因此，见水前的合理产能应尽可能延长不见水时间，且保持递减率相对比较低的产量。见水后，合理产能应尽可能延长低含水阶段开发时间，且维持递减率相对比较低的产量。我们总结出以下三点对策：
（1）高产井投产后，应根据整个区域的底水能量情况和油水界面进行合理产能分析，尽可能的延长油井自喷期;
（2）在生产过程中监测好油井压力变化，加强流压监测。对油压突然上升和产液增加，在排除地面因素后，要仔细对比流压和流压梯度变化。若流压、流压梯度、流温出现上升，则考虑控液生产;
（3）若控液无效，则论证关井压锥或注气潜力。
参考文献：
[1] 鲁新便.塔里木盆地塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏开发地质研究中的若干问题[J].石油实验地质，2003，25（5）：508-512.
[2] 任爱军.塔河油田托甫台区块缝洞型碳酸盐岩油藏开发技术研究[J].石油天然气学报，2011，33（06）：304-306.
作者简介：
魏林杉，男199年1，籍贯河南省南阳市，本科学历，现任职称工程师。