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摘要：底水型油气藏在国内各油田占比巨大，其典型特点是带有天然能量充足的水体，在开发过程中容易引起底水锥进。一旦底水突破至井筒，会造成油气产量下降甚至停产。地面生产方式直接影响生产井井况，与底水上升有着直接重要联系。通过把控地面生产方式，对底水型油气藏进行稳油控水，在现场是可行。目前主流的控水方法集中在井下，而地面控制方式少且模糊。本文通过结合某底水型油气藏多年的开发经验，旨在为底水型油气藏的开发提供可借鉴的地面生产管理方法。
关键词：底水锥进 扰动 含水率上升速度
1 简介
1.1 底水锥进
底水型油气藏原始状态下，底水块状油、气藏的油水或气水按重力关系分布，当油、气井投产后，油、气层内部由于油、水或气、水重力差的影响，使原为水平状态的油水界面或气水界面变形成丘状锥起，叫做水锥。随着采油、气速度增大，水锥不断上升，突破进入井底，造成油水或气水同产，使油、气产量减少，这种底水随采油、气呈锥形纵向推进的过程，叫做底水锥进。
底水锥进主要是地质与开发因素的综合作用。地质因素包括地层物性、水体大小等，开发因素除开采速度、油气藏打开程度外，还包括地面生产方式。本文着重阐述通过生产方式的管理控制水侵。
1.2 现场简介及现状
含水率上升速度：单井含水率的日变化量，单位：百分比/每日。
马北八号区块是典型的底水型油气藏，采用天然能量驱动采油，自2013年起开发至今。该区油井均为直井，采用深井泵机采生产。
问题：底水上升给油井稳产带来很大困难。前期油井生产的普遍特点是稳产周期短、含水率上升快，单井平均含水率上升速度为0.48，特殊井含水率上升速度甚至达到0.74。
2 方法调整
频繁热洗、修井作业会扰动与污染地层；生产制度不合理也会不断破坏井筒压力平衡。它们都会诱发底水锥进。
2.1 控制热洗周期
2.1.1 提高热洗效率
马北八号区块原油平均含蜡量2.8%，平均析蜡温度19.2℃，结蜡是该区油井生产的普遍现象，主要通过热洗进行清防蜡。前期由于热洗参数控制不合理，油井热洗周期很短。频繁热洗使井筒压力系统很难保持长期稳定，不断扰动地层；热洗液频繁入井也增加了污染地层的概率。
后期，经过对热洗步骤、温度、排量等关键参数的调整（详见《浅谈油井热洗关键参数的控制》龙刚著），该区油井平均热洗周期延长20—25天，减少了热洗次数。
2.1.2 清防蜡技术的应用
该区通过引进集敷加热、电磁加热、防蜡阻垢等技术并成功运用，使清防蜡水平得到提升，油井热洗周期得到进一步延长。
2.2 控制油井免修期
修井作业是油井生产的“双刃剑”，虽然可以消除井下设备故障，但也存在破坏井筒压力平衡与污染地层的风险。对于泵况异常井，按照“先碰泵、再洗井、最后检泵”原则，即：首先在不使用入井液的情况下解决问题，然后再谋求热洗解决，最后再进行作业。应尽量避免任何外界液体进入井筒；如果无法避免液体入井，也尽量使用原井液或脱气原油入井，保护地层。
2.3 控制生产过程
根据含水变化将油井生产周期划分为五个阶段，每个阶段选用不同的制度。
2.3.1 第一阶段
油井含水率：低于10%。
生产特点：油套压高，压差小于0.3兆帕；示功图显示连抽带喷；沉没度低，液面略高于泵入口；结蜡严重。
采用工作制度：油嘴2.5—3毫米；每日机采次数2次，累计机采时间2小时；热洗周期控制在15—20天；该阶段应该严格控制产液，严禁放套气。
2.3.2 第二阶段
油井含水率：介于10%—30%。
生产特点：油套压高，压差小于0.5兆帕；示功图显示连抽带喷；沉没度低，液面略高于泵入口；结蜡严重。
采用工作制度：同阶段一。
2.3.3 第三阶段
油井含水率：介于30%—60%。
生产特点：油套压缓慢下降，压差逐渐增加；示功图显示抽喷能力减弱，较前期饱满；沉没度上升；结蜡较严重。
采用工作制度：油嘴2.5—3毫米；每日机采次数3次，累计机采时间6小时；热洗周期控制在30天左右；该阶段应该严格控制产液，严禁放套气。
2.3.4 第四阶段
油井含水率：介于60%—80%。
生产特点：油套压继续下降，压差继续增大，可能超过2兆帕；基本失去自喷能力，示功图饱满；沉没度上升；结蜡但不严重。
采用工作制度：油嘴3—4毫米；低冲次24小时机采；热洗周期控制在45—60天；该阶段应该适当控制产液，严禁放套气。
2.3.5 第五阶段
油井含水率：高于80%。
生产特点：油套压继续下降，压差较大；完全失去自喷能力，示功图饱满；沉没度高，地层工业充足；少量结蜡。
采用工作制度：油嘴大于4毫米；中、高冲次24小时机采；热洗周期视井况而定，一般高于90天；该阶段应该增大排液，严禁放套气。
3 效果评价
通过调整，该区油井含水上升速度普遍得到控制。较为典型的马八2-9井含水率上升速度为0.05，马八2-3井含水率上升速度为0.013，马八2-24井含水率上升速度为0.03，均低于未调整前的同层其它油井。
4结束语
底水型油气藏控制底水锥进应该结合现场情况，从地质、开发的角度进行综合控制，地面生产方式的匹配也占据重要地位。
地面控制底水锥进的总体原则是：使井筒保持一个长期的、相对稳定的压力环境，应尽量减少甚至杜绝人为对地层的过渡扰动。
热洗、修井作业都是引发底水锥进的重要原因。需要通过地面管理尽量延长热洗周期与免修期，也需要通过技术优化尽量减少热洗、作业引发的地层伤害。
參考文献：
[1]李传亮.气藏工程原理[M].北京：石油工业出版社.2005：213-240.
[2]郭大力. 底水气藏中气井的水锥问题[J]. 西南石油学报.1995，17（4）：56-58.
（作者单位：青海油田公司采气二厂）
关键词：底水锥进 扰动 含水率上升速度
1 简介
1.1 底水锥进
底水型油气藏原始状态下，底水块状油、气藏的油水或气水按重力关系分布，当油、气井投产后，油、气层内部由于油、水或气、水重力差的影响，使原为水平状态的油水界面或气水界面变形成丘状锥起，叫做水锥。随着采油、气速度增大，水锥不断上升，突破进入井底，造成油水或气水同产，使油、气产量减少，这种底水随采油、气呈锥形纵向推进的过程，叫做底水锥进。
底水锥进主要是地质与开发因素的综合作用。地质因素包括地层物性、水体大小等，开发因素除开采速度、油气藏打开程度外，还包括地面生产方式。本文着重阐述通过生产方式的管理控制水侵。
1.2 现场简介及现状
含水率上升速度：单井含水率的日变化量，单位：百分比/每日。
马北八号区块是典型的底水型油气藏，采用天然能量驱动采油，自2013年起开发至今。该区油井均为直井，采用深井泵机采生产。
问题：底水上升给油井稳产带来很大困难。前期油井生产的普遍特点是稳产周期短、含水率上升快，单井平均含水率上升速度为0.48，特殊井含水率上升速度甚至达到0.74。
2 方法调整
频繁热洗、修井作业会扰动与污染地层；生产制度不合理也会不断破坏井筒压力平衡。它们都会诱发底水锥进。
2.1 控制热洗周期
2.1.1 提高热洗效率
马北八号区块原油平均含蜡量2.8%，平均析蜡温度19.2℃，结蜡是该区油井生产的普遍现象，主要通过热洗进行清防蜡。前期由于热洗参数控制不合理，油井热洗周期很短。频繁热洗使井筒压力系统很难保持长期稳定，不断扰动地层；热洗液频繁入井也增加了污染地层的概率。
后期，经过对热洗步骤、温度、排量等关键参数的调整（详见《浅谈油井热洗关键参数的控制》龙刚著），该区油井平均热洗周期延长20—25天，减少了热洗次数。
2.1.2 清防蜡技术的应用
该区通过引进集敷加热、电磁加热、防蜡阻垢等技术并成功运用，使清防蜡水平得到提升，油井热洗周期得到进一步延长。
2.2 控制油井免修期
修井作业是油井生产的“双刃剑”，虽然可以消除井下设备故障，但也存在破坏井筒压力平衡与污染地层的风险。对于泵况异常井，按照“先碰泵、再洗井、最后检泵”原则，即：首先在不使用入井液的情况下解决问题，然后再谋求热洗解决，最后再进行作业。应尽量避免任何外界液体进入井筒；如果无法避免液体入井，也尽量使用原井液或脱气原油入井，保护地层。
2.3 控制生产过程
根据含水变化将油井生产周期划分为五个阶段，每个阶段选用不同的制度。
2.3.1 第一阶段
油井含水率：低于10%。
生产特点：油套压高，压差小于0.3兆帕；示功图显示连抽带喷；沉没度低，液面略高于泵入口；结蜡严重。
采用工作制度：油嘴2.5—3毫米；每日机采次数2次，累计机采时间2小时；热洗周期控制在15—20天；该阶段应该严格控制产液，严禁放套气。
2.3.2 第二阶段
油井含水率：介于10%—30%。
生产特点：油套压高，压差小于0.5兆帕；示功图显示连抽带喷；沉没度低，液面略高于泵入口；结蜡严重。
采用工作制度：同阶段一。
2.3.3 第三阶段
油井含水率：介于30%—60%。
生产特点：油套压缓慢下降，压差逐渐增加；示功图显示抽喷能力减弱，较前期饱满；沉没度上升；结蜡较严重。
采用工作制度：油嘴2.5—3毫米；每日机采次数3次，累计机采时间6小时；热洗周期控制在30天左右；该阶段应该严格控制产液，严禁放套气。
2.3.4 第四阶段
油井含水率：介于60%—80%。
生产特点：油套压继续下降，压差继续增大，可能超过2兆帕；基本失去自喷能力，示功图饱满；沉没度上升；结蜡但不严重。
采用工作制度：油嘴3—4毫米；低冲次24小时机采；热洗周期控制在45—60天；该阶段应该适当控制产液，严禁放套气。
2.3.5 第五阶段
油井含水率：高于80%。
生产特点：油套压继续下降，压差较大；完全失去自喷能力，示功图饱满；沉没度高，地层工业充足；少量结蜡。
采用工作制度：油嘴大于4毫米；中、高冲次24小时机采；热洗周期视井况而定，一般高于90天；该阶段应该增大排液，严禁放套气。
3 效果评价
通过调整，该区油井含水上升速度普遍得到控制。较为典型的马八2-9井含水率上升速度为0.05，马八2-3井含水率上升速度为0.013，马八2-24井含水率上升速度为0.03，均低于未调整前的同层其它油井。
4结束语
底水型油气藏控制底水锥进应该结合现场情况，从地质、开发的角度进行综合控制，地面生产方式的匹配也占据重要地位。
地面控制底水锥进的总体原则是：使井筒保持一个长期的、相对稳定的压力环境，应尽量减少甚至杜绝人为对地层的过渡扰动。
热洗、修井作业都是引发底水锥进的重要原因。需要通过地面管理尽量延长热洗周期与免修期，也需要通过技术优化尽量减少热洗、作业引发的地层伤害。
參考文献：
[1]李传亮.气藏工程原理[M].北京：石油工业出版社.2005：213-240.
[2]郭大力. 底水气藏中气井的水锥问题[J]. 西南石油学报.1995，17（4）：56-58.
（作者单位：青海油田公司采气二厂）