余佩蓉，齊曉霞

（1．西安石油大學(xué)，陜西西安 710065；2．延長油田股份有限公司吳起采油廠，陜西延安 727500）

我國低滲透油藏整體產(chǎn)油量越來越大，開發(fā)潛力大[1-2]。油氣資源評價結(jié)果表明，鄂爾多斯盆地某研究區(qū)目前全面投入開發(fā)，但儲層滲透率普遍低于1×10-3μm2，孔隙度低于15%，屬低滲特低滲油藏。儲層特征復(fù)雜、非均質(zhì)性強(qiáng)，注水過程油井容易發(fā)生過早見水和水淹、產(chǎn)量下降快、采收率低，這是目前低滲透油田開發(fā)過程中普遍存在的問題。為了解決該問題，本文利用油井見水特征曲線對研究區(qū)單井進(jìn)行見水特征分析，判斷出單井的見水類型，根據(jù)不同的見水類型制定不同的開發(fā)措施及方案，以期達(dá)到更好的開發(fā)效果。

1 地質(zhì)開發(fā)概況

鄂爾多斯盆地是我國大型沉積盆地之一，面積為25×104km2，跨陜、甘、寧、蒙、晉五省區(qū)[3]，區(qū)域構(gòu)造為西低東高、地層傾角小于1°的單斜，發(fā)育一系列規(guī)模較小的鼻狀隆起，斷層和褶皺不發(fā)育[4]。

鄂爾多斯盆地某研究區(qū)分為 3個區(qū)塊。區(qū)塊1構(gòu)造比較簡單，總體為西傾單斜。該塊于2004年7月試采，2008年8月開始注水開發(fā)實驗，同年年底開始按反九點法規(guī)模注水[5]，投產(chǎn)初期單井產(chǎn)油 2.9 t/d，單井產(chǎn)液3.2 t/d，綜合含水率9.84%；到目前累計產(chǎn)油195.15×104t，累計產(chǎn)水170.84×104t，綜合含水率43.38%。區(qū)塊2呈由東向西傾斜的單斜構(gòu)造，構(gòu)造平緩，傾角小于1°。該塊于2008年11月投產(chǎn)，2009年6月開始注水開發(fā)實驗，2009年8月開始規(guī)模開發(fā)，同年開始按反九點法規(guī)模注水，投產(chǎn)初期單井產(chǎn)油1.7 t/d，單井產(chǎn)液4.2 t/d，綜合含水率59.21%；到目前累計產(chǎn)油 27.26×104t，累計產(chǎn)水22.54×104t，綜合含水率43.08%。區(qū)塊3整體呈由東向西向傾斜的單斜構(gòu)造，構(gòu)造平緩，單斜背景上發(fā)育多排東南-西北走向的低緩鼻隆構(gòu)造。該塊于2017年1月投產(chǎn)，同時進(jìn)行注水開發(fā)實驗，并按反九點法井網(wǎng)規(guī)模注水，投產(chǎn)初期單井產(chǎn)油 1.09 t/d，單井產(chǎn)液1.58 t/d，綜合含水率18.14%；到目前累計產(chǎn)油188.56×104t，累計產(chǎn)水43.09×104t，綜合含水率18.54%。

2 油井見水特征曲線

前蘇聯(lián)專家梅爾庫洛哇[6]通過統(tǒng)計分析羅馬什金油田油井見水規(guī)律，利用油井從開始見水的數(shù)據(jù)，編制了不同的油井見水特征曲線，采用無因次坐標(biāo)：

式中：Q)(t)、Qo(t)分別為油井在含水采油期t時累積產(chǎn)水量和累積產(chǎn)油量，m3； Q),(to)、Qo,(to) 分別為分析日期 to（即在繪制含水特征曲線時）在含水采油期內(nèi)的累積產(chǎn)水量和累積產(chǎn)油量，m3。

根據(jù)公式（1）和（2），可得到單井見水特征曲線圖版（圖1），圖中5條曲線反映的見水特征如下：

（1）水錐型見水特征曲線：曲線由兩條直線段組成。第1段為油井初始見水階段，含水上升速度緩慢，直線段與橫坐標(biāo)軸近似平行；第2直線段突然下降，說明含水上升速度加快，反映了油井底水錐進(jìn)。

（2）層狀型見水特征曲線：曲線為一條直線段或有兩個拐點的折線。當(dāng)油井從開始見水一直到完全水淹，含水上升速度一直持續(xù)較高，水源供應(yīng)連續(xù)充足，一般為油水同層，表現(xiàn)為層狀見水特征，即為一條直線段，如圖1中曲線2；當(dāng)為多油層時，反映為有兩個拐點的折線，如圖1中曲線4所示。

（3）裂縫型見水特征曲線：曲線由一條有拐點的直線段組成。第1段為油井初始見水階段，含水上升速度快，所以直線段下降速度快，趨勢較陡；第2直線段下降速度緩慢，說明含水上升速度明顯減小，反映油井裂縫型見水特征，即油井含水達(dá)到一定程度后含水上升速度變慢。

（4）條帶型見水特征曲線：曲線為一條波浪線。表明含水上升速度是變化的，當(dāng)曲線下降時，說明含水上升速度增加；反之，說明含水上升速度降低，反映儲層供水不足，油井為條帶型見水特征。

劉德華等前人[7]曾采用此方法在塔里木油田輪古 2 井區(qū)、桑南西區(qū)及塔河油田進(jìn)行了縫洞型碳酸鹽巖油藏的見水特征研究，其分析結(jié)果和實際測試結(jié)果基本吻合。通過計算生產(chǎn)資料，得到見水特征曲線，對比見水特征曲線圖版，就可直觀快速地判斷出油井的見水類型，該方法可以應(yīng)用到研究區(qū)。

圖1 單井見水特征曲線圖版

3 研究區(qū)見水特征分析

根據(jù)鄂爾多斯盆地研究區(qū)生產(chǎn)資料，計算得到5口油井的見水特征曲線（圖2），對比單井見水特征曲線圖版可知油井見水類型，其中A1為層狀型見水，B2為裂縫型見水，E5為水錐型見水，D4為條帶型見水。有些井表現(xiàn)出多種見水特征，如C3前期為條帶型見水，后期轉(zhuǎn)為裂縫型見水，與其水體儲層有關(guān)。

圖2 研究區(qū)典型單井見水特征曲線

3.1 水錐型見水井特征

E5井為研究區(qū)水錐型見水井代表，其生產(chǎn)動態(tài)曲線如圖3。E5井初始見水時，見水特征曲線與橫坐標(biāo)軸夾角相對較小，之后含水率上升，表現(xiàn)為一直線段，反映油井底水錐進(jìn)。2014年6月含水率由8.27%突變?yōu)?49.23%；2016年 12月含水率增至87.16%；目前含水率達(dá)86.13%，產(chǎn)油量由見水前5.05 t/d下降至0.57 t/d。

水錐型見水導(dǎo)致油井產(chǎn)量大幅度下降，該井含水率上升可能是底水錐進(jìn)導(dǎo)致的。該油藏是有底水的油藏，在開采前，水位于油層下部，投產(chǎn)時只射開油層頂部，生產(chǎn)壓差使底水錐體變得不穩(wěn)定，從而使油井開始見水且含水不斷上升[8]。

為了控制油藏底水錐進(jìn)，可采用以下方法：①在油井中注氣抑制水錐，或在水層中注入聚合物、油水乳狀液、泡沫和空氣等[9]，以降低原油黏度或增加水黏度來抑制水錐延緩見水時間。②采用化學(xué)堵水劑對水的流動形成阻力，使水相滲透率大幅度降低，對油的流動產(chǎn)生較小的阻力。

圖3 E5井生產(chǎn)動態(tài)曲線

3.2 裂縫型見水井特征

B2井為研究區(qū)內(nèi)裂縫型見水井代表，其生產(chǎn)動態(tài)曲線如圖4。B2井生產(chǎn)初期，儲層供水不足，見水特征曲線呈上升趨勢；當(dāng)含水率陡增時，見水特征曲線逐漸下降；當(dāng)含水率上升速度緩慢時，見水特征曲線下降緩慢，表現(xiàn)為明顯的裂縫見水特征。2014年9月含水率猛增至96.7%，含水呈臺階狀突升，發(fā)生暴性水淹，產(chǎn)量下降幅度大，對應(yīng)注水井反應(yīng)敏感；2017年6月含水率增至99.3%；之后含水緩慢增長。

該井出現(xiàn)裂縫型見水是油層微裂縫發(fā)育，注入水沿裂縫單向突進(jìn)，導(dǎo)致含水上升快。鄂爾多斯盆地是在左、右旋剪切應(yīng)力場的聯(lián)合作用下形成的。根據(jù)鄂爾多斯盆地正交裂縫的分布特征及地質(zhì)條件，結(jié)合大量巖石力學(xué)實驗綜合分析，其裂縫形成主要與鄂爾多斯盆地非均質(zhì)性巖層的水平構(gòu)造擠壓、埋藏和隆起剝蝕等造成的多種應(yīng)力作用有關(guān)[10]。在開采過程中，壓裂作業(yè)壓開了水層，使得油層裂縫與水層連通，水沿裂縫竄流到油層中產(chǎn)出，導(dǎo)致含水猛增。隨著開發(fā)的繼續(xù)，底水、邊水或注入水逐漸侵入油層裂縫被產(chǎn)出，導(dǎo)致含水上升緩慢。

對于裂縫型見水井，從兩個方面采取措施：①對注水井實施增注、堵裂縫、調(diào)剖和分層注水等措施，調(diào)整吸水剖面。②對采油井采用酸化、壓裂和綜合堵水等措施，調(diào)整產(chǎn)液剖面。

圖4 B2井生產(chǎn)動態(tài)曲線

3.3 條帶型見水特征

D4井為研究區(qū)內(nèi)條帶型見水井代表，其生產(chǎn)動態(tài)曲線如圖5。D4井含水變化不穩(wěn)定，見水特征曲線呈波浪狀，生產(chǎn)前期含水上升速度快，見水特征曲線下降；中期含水下降，見水特征曲線輕微抬升；后期含水變化穩(wěn)定，見水特征曲線為趨于平行x軸的直線。D4井在4個月生產(chǎn)時間中含水率從0.46%增至86.11%；2012年2月含水率開始下降；2013年2月至2017年4月含水率維持在60%～70%，產(chǎn)量變化不穩(wěn)定，整體處于下降趨勢。

圖5 D4井生產(chǎn)動態(tài)曲線

該井出現(xiàn)條帶型見水的原因可能是儲層供水不足或注水井吸水能力下降。低滲透油藏物性差，滲流阻力大，導(dǎo)致吸水變差；另外，儲層敏感性加大了對油田注水的影響，油層污染、砂體發(fā)育狀況和連通狀況等對注水井的吸水能力有影響[11]。

為了應(yīng)對條帶型見水井，可采取酸化增注和酸化壓裂的措施。

3.4 層狀型見水特征

A1井為研究區(qū)內(nèi)層狀型見水井代表，其生產(chǎn)動態(tài)曲線如圖6。A1井生產(chǎn)時間短，從見水開始含水上升速度一直保持較高，見水特征曲線表現(xiàn)為直線段。A1井于2017年投產(chǎn)，投產(chǎn)即見水，初期含水率高達(dá)73.85%；之后出現(xiàn)階梯式增長，9個月時間含水率增至94.76%，產(chǎn)量從投產(chǎn)時的0.57 t/d降至0.13 t/d。

圖6 A1生產(chǎn)動態(tài)曲線

分析該井出現(xiàn)層狀型見水是受到水源供應(yīng)連續(xù)充足、油水同層或受到注入水的影響。該區(qū)采用菱形反九點井網(wǎng)進(jìn)行開發(fā)，菱形對角線方向基本平行于裂縫方向，注入水沿裂縫方向形成水竄，見水顯著。

對于層狀型見水井，可采取以下措施：①先用封堵劑封堵老縫，再用體積壓裂方法壓出新裂縫。②采用周期注水，使注入水在高低滲透層間滲流，置換出滲透層中的剩余油。③適當(dāng)改變注入水礦化度，有效提高驅(qū)油效率。

4 結(jié)論

（1）分析了鄂爾多斯盆地研究區(qū)單井的見水特征，根據(jù)不同的見水類型提出不同的措施。針對水錐型見水，采用壓錐堵水技術(shù)，縮嘴控液。對于裂縫型見水，可調(diào)整工作制度，調(diào)整水驅(qū)油流動方向，當(dāng)水驅(qū)油的方向與裂縫延伸的方向相互垂直時，水驅(qū)油效果最好；或堵水壓裂，封堵老裂縫的同時壓出新裂縫。對于層狀型見水，采用周期注水，使低滲透層注水受效，擴(kuò)大低滲透層的注水波及體積，提高采收率。對于條帶型見水，采用壓裂酸化和酸化增注措施。

（2）研究區(qū)見水狀況可分為三個階段：開發(fā)初期、開發(fā)中期和開發(fā)后期。開發(fā)初期由于供水不足，含水變化不穩(wěn)定，整體呈以單井D4為代表的條帶型見水特征。開發(fā)中期含水上升，對于微裂縫發(fā)育的區(qū)塊，注入水由于裂縫、大孔道等造成油水井之間溝通，使油井見注入水，高含水井?dāng)?shù)增多，使初期的條帶型見水轉(zhuǎn)變成裂縫型見水；對于裂縫不發(fā)育的區(qū)塊，注入水由于底水錐進(jìn)使油井見注入水，條帶型見水轉(zhuǎn)為水錐型見水。開發(fā)后期，水源供應(yīng)充足，含水保持較高的上升速度，裂縫發(fā)育的區(qū)塊和裂縫不發(fā)育的區(qū)塊最終都轉(zhuǎn)變?yōu)閷訝钚鸵娝?/p>