長慶油田采油十廠，甘肅 慶城

1.引言

華慶油田白239 區(qū)處于陜北鄂爾多斯沉積盆地斜坡南部，主力開發(fā)層延長組長63層，為濁流滑塌沉積相；延長組構(gòu)造為一平緩的西傾單斜，在局部形成起伏較小軸向近東西或北東向的鼻狀隆起，對油氣聚集及其豐度有一定的控制作用[1]。長63儲層巖石以極細(xì)粒、細(xì)粒巖屑長石砂巖為主，其次為少量的中–細(xì)砂巖、粉砂巖，砂巖碎屑以各類長石為主，其次為石英、巖屑和少量的重礦物，巖石成分成熟度較低；碎屑分選性中等–好，為次棱角狀–次圓狀；填隙物主要為各種自生膠結(jié)物，泥質(zhì)雜基含量較少，結(jié)構(gòu)成熟度較高；根據(jù)儲層解釋結(jié)果統(tǒng)計(jì)，長63儲層平均孔隙度為9.7%，平均滲透率為0.43 × 10?3μm2，屬于低滲–特低滲儲層。

白239 區(qū)目前平均單井產(chǎn)能1.8 t/d，含水64.9%，含水率大于80%的油井占28.4%，其中定向井占總井?dāng)?shù)17.4%，水平井占總井?dāng)?shù)33.3%。水平井高含水井占比高，治理難度大，已經(jīng)對區(qū)塊的穩(wěn)產(chǎn)造成了較為嚴(yán)重的影響，是區(qū)塊穩(wěn)產(chǎn)最緊迫的問題之一[1]。

2.白239 區(qū)開發(fā)現(xiàn)狀

2019 年7 月，白239 區(qū)油井開井?dāng)?shù)147 口，日產(chǎn)液水平709 t，日產(chǎn)油水平249 t，單井日產(chǎn)油能力1.73 t，綜合含水64.9%，區(qū)塊累積產(chǎn)油45.3 萬噸，地質(zhì)儲量采油速度0.31%，地質(zhì)儲量采出程度1.49%；注水井開井161 口，日注水平2198 m3，單井日注13.7 m3，月注采比2.6，累積注采比4.7，以上指標(biāo)說明白239 區(qū)目前仍處于開發(fā)初期階段，開發(fā)潛力仍然較大。

目前單井產(chǎn)能(現(xiàn)產(chǎn))及累計(jì)產(chǎn)量均位于油藏中部與北部，開發(fā)區(qū)南部單井現(xiàn)產(chǎn)及累產(chǎn)相對較低，全區(qū)累產(chǎn)圖和單井產(chǎn)能見圖1、圖2。這種現(xiàn)象的主要原因主要是沉積微相差異、儲層物性以及微構(gòu)造等[2]。

Figure 1.Contour distribution map of current single well production圖1.目前單井產(chǎn)量等值線分布圖

Figure 2.Contour map of cumulative oil production distribution圖2.累計(jì)產(chǎn)油量分布等值線圖

3.目前含水狀況及分級

白239 區(qū)2019 年7 月全區(qū)生產(chǎn)含水率平均64.9%，屬于中高含水。根據(jù)2019 年7 月白239 區(qū)油井含水率分級統(tǒng)計(jì)(表1)，含水大于80%的油井42 口，占目前開井比例的28.4%；其中定向井(斜直井)為6口，平面上呈點(diǎn)狀零散分布；水平井34 口，主要位于兩個(gè)連片帶分布，一個(gè)位于區(qū)塊南部的陳平14-1井至陳平17-3 井區(qū)帶，共計(jì)20 口，另一個(gè)位于區(qū)塊中部陳平21-3 井至陳平22-7 區(qū)，共計(jì)10 口；圖3、圖4、圖5 分別展示了白239 區(qū)開發(fā)初期、2015 年底、2019 年7 月的油井生產(chǎn)含水率狀況，可以看出兩個(gè)含水區(qū)含水變化趨勢–含水井?dāng)?shù)隨開發(fā)年限不斷增加，見水面積不斷擴(kuò)大。

Table 1.Water cut classification table of Chang 63oil well in Bai239表1.白239 區(qū)長63油井含水分級表

Figure 3.Initial water cut distribution map圖3.初期含水分布圖

Figure 4.Water cut distribution in 2015圖4.2015 年含水分布圖

Figure 5.Water cut distribution map in 2019圖5.2019 年含水分布圖

4.見水類型及見水成因分析

4.1.見水類型及動態(tài)特征

通過大量的油井取樣和水性化驗(yàn)分析、裂縫檢測、示蹤劑試驗(yàn)、生產(chǎn)動態(tài)分析等多種手段可以研究判斷出油井見水的類型、方向及周圍注水井與見水井間儲層聯(lián)通關(guān)系[3]。

4.1.1.見地層水型

共計(jì)26 口，生產(chǎn)動態(tài)特征為油井投產(chǎn)即見水或生產(chǎn)一段時(shí)間(0～3 個(gè)月)即見水。其水性含鹽度高，為CaCl2型，與原始地層水型一致，多分布于油藏中部及邊部[4]。

4.1.2.見地注入水型

共計(jì)35 口，動態(tài)特征投產(chǎn)即水淹(一般位于先導(dǎo)注水區(qū))或投產(chǎn)一段時(shí)間突然見水(一般位于先導(dǎo)注水區(qū))，水型為Na2SO4，含鹽明顯下降，主要分布于油藏中部[5]。

4.2.見水特征

主要以裂縫見水為主，屬于人工縫規(guī)模過大或天然微裂縫開啟導(dǎo)致注入水突進(jìn)，白239 區(qū)北部、中部油井多為裂縫型見水；而油藏中部受儲層物性差，且處于微構(gòu)造相對較低部位原始含油飽和度相對較低的油井出現(xiàn)了投產(chǎn)即見地層水的現(xiàn)象，多屬于孔隙型見水，這種類型中也可能存在因?yàn)橛途ぷ髦贫炔缓侠?，井底生產(chǎn)流壓大，油水兩相滲透差異大導(dǎo)致提前見水的類型[6]。

4.2.1.見水方向

根據(jù)示蹤劑監(jiān)測及注采動態(tài)驗(yàn)證，為多方向性見水，主要見水方向?yàn)镹E75?，與本區(qū)主應(yīng)力方向基本一致(圖6)。

Figure 6.Horizontal distribution of different water-seeping types in Bai239 area圖6.白239 區(qū)不同見水類型平面分布圖

4.3.見水成因分析

4.3.1.原始含油飽和度低井區(qū)油井投產(chǎn)即見水

白239 區(qū)雖然大的構(gòu)造背景為東高西低單斜構(gòu)造，但也存在著眾多東西向延展的局部鼻隆，鼻隆側(cè)翼和沉積微相變化導(dǎo)致儲層物性差異，使儲層原始含油飽和度存在差異，當(dāng)原始含油飽和度低于45%時(shí)，油井就可能投產(chǎn)就見地層水[7]。

這類油井的見水時(shí)特征一般：液量穩(wěn)定或下降，油量降低，含水率上升，動液面穩(wěn)定或出現(xiàn)下降，圖7 所示含水上升區(qū)主要為原始含油飽和度，投產(chǎn)即見水的分布區(qū)。

Figure 7.Distribution map of formation water in Bai239 area圖7.白239 區(qū)主要見地層水分布圖

4.3.2.裂縫發(fā)育區(qū)導(dǎo)致油井快速水淹

見水特征：注入水單向突進(jìn)，油井表現(xiàn)為見水周期短，且快速水淹。液量迅速上升，含水也隨之上升，動液面上升，油量下降，產(chǎn)水含鹽下降且低于地層水含鹽量[8]。

見水方向：根據(jù)示蹤劑監(jiān)測及注采動態(tài)分析，為多方向性見水，但主見水方向?yàn)镹E75? (圖8)，與本區(qū)地層主應(yīng)力方向一致，該區(qū)存在潛力縫并隨注水量并注入壓力變大開啟。

Figure 8.Schematic diagram of injection water flooded well圖8.注入水水淹井示意圖

動態(tài)裂縫開啟是油井見水的關(guān)鍵因素，天然裂縫多方向、人工縫網(wǎng)復(fù)雜及注入壓力升高均是造成裂縫開啟主要因素，導(dǎo)致油井多向見水[9]。

4.3.3.平面非均質(zhì)性強(qiáng)，河道主流線方向上采油井見水快

根據(jù)白239 區(qū)儲層非均質(zhì)性分析(表2)，平面長631、長632小層滲透率較好，高滲帶主要位于河道上(圖9)，該區(qū)域采油井見水較快(圖10)。

Table 2.Evaluation table of sandstone heterogeneity in each substratum表2.各小層中砂巖非均質(zhì)性評價(jià)表

Figure 9.Isogram of permeability of main layer 632-2 layers圖9.主力層長632-2 層滲透率等值線圖

Figure 10.Oil well location map圖10.見水油井位置圖

5.措施對策

針對白239 開發(fā)區(qū)不同的含水上升類型及特征需要制定不同的治理對策，才能達(dá)到恢復(fù)其產(chǎn)能的目的。

5.1.原始含油飽和度低井區(qū)治理對策

鉆遇水平段全部沒有生產(chǎn)潛力(原始含油飽和度全段大于45%占比較小)則需要研究開發(fā)其他潛力層可行性；確定新的潛力層(白239 井區(qū)潛力開發(fā)層較多，水平段上部層段也有較好的潛力層)，注水井可以先進(jìn)行試生產(chǎn)新層，水平井則為定向井加以利用[10]。

5.2.裂縫發(fā)育與河道上區(qū)治理對策

不管人工縫還是天然縫都要利用各種監(jiān)測動態(tài)資料搞清裂縫發(fā)育的規(guī)模、方向?yàn)橄乱徊酱胧┳龊脺?zhǔn)備。進(jìn)行綜合治理時(shí)首先在注水井上控制注水，不再增加地層存水注水量，在采油井上采用機(jī)械、化學(xué)方法進(jìn)行卡、堵出水層段。當(dāng)卡、堵水措施多次無效后，則需要放棄水平段開發(fā)潛力，需要考慮上部鉆遇層的開發(fā)潛力。

6.結(jié)論

1) 白239 區(qū)屬陜北鄂爾多斯盆地典型的低孔低滲油藏，油井含水上升控制因素既有油藏本身的地質(zhì)因素也有后期的人為因素。儲層原始狀況下，油水同儲，分布復(fù)雜，因此對其含油性認(rèn)識是油井投產(chǎn)見油的關(guān)鍵。

2) 白239 區(qū)的見水類型為孔隙型和裂縫型，孔隙性主要是由于原始含油飽和度低，可動水含量高，油井投產(chǎn)后即可很快見水；裂縫型見水既有隨著注水時(shí)間、壓力增加地層中的潛在縫開啟是油井快速見水，也有注入水延人工縫快速突進(jìn)而水淹。

3) 白239 區(qū)水淹井老層無開發(fā)潛力后，上部的油層有較好的開發(fā)潛力，是治理措施的潛在生產(chǎn)層，但潛力層投產(chǎn)必須是老層確實(shí)無開發(fā)潛力后才可進(jìn)行。