巴忠臣，邱子剛，張宗斌，陳新宇，孔垂顯，秦軍

（中國石油 新疆油田分公司 勘探開發(fā)研究院，新疆 克拉瑪依 834000）

高探1 井位于準噶爾盆地南緣沖斷帶四棵樹凹陷，2018 年在高泉背斜上鉆風險井高探1 井，2019 年1 月6 日，在下白堊統(tǒng)清水河組5 768～5 775 m 獲高產(chǎn)工業(yè)油氣流，日產(chǎn)油量為1 213 m3，日產(chǎn)氣量為32.17×104m3，實現(xiàn)了準噶爾盆地南緣下組合油氣勘探突破，刷新了中國陸上深層碎屑巖油藏單井日產(chǎn)量紀錄[1-4]。

白堊系清水河組發(fā)育大型辮狀河—辮狀河三角洲沉積，地震波組呈強反射特征，同相軸連續(xù)性好，儲集層平面分布穩(wěn)定，以砂礫巖、粉砂巖及泥質(zhì)粉砂巖為主，為中孔高滲儲集層[5-6]。高探1 井區(qū)清水河組地層壓力為133.2 MPa，飽和壓力為30.2 MPa，壓力系數(shù)為2.37，油層厚度為11.5 m，有效孔隙度為18%，試井解釋滲透率為1 351 mD，屬于超深層、異常高壓揮發(fā)性構(gòu)造砂巖油藏，彈性能量充足。地面原油密度為0.812 7 g/cm3，50 ℃地面原油黏度為2.220 mPa·s，含蠟量為7.16%，膠質(zhì)含量為5.04%，瀝青質(zhì)含量為3.49%。地層原油密度為0.699 2 g/cm3，地層原油黏度為0.233 mPa·s，溶解氣油比為257 m3/m3，為揮發(fā)油[7]。

高 探1 井2019 年7 月31 日 至2019 年8 月2 日 開展了第二次系統(tǒng)試產(chǎn)[8-10]，系統(tǒng)試產(chǎn)前已累計產(chǎn)油4.6×104t，生產(chǎn)制度由7 mm 油嘴逐級調(diào)試到41 mm 油嘴。21 mm 油嘴達到極限產(chǎn)量，折算日產(chǎn)油量為1 270 m3，日產(chǎn)氣量為37.60×104m3，日產(chǎn)油氣當量為1 629 m3。隨油嘴增大，油井見水，含水率由7 mm 油嘴生產(chǎn)時的0.13%上升至25 mm 油嘴生產(chǎn)時的15.70%，41 mm 油嘴生產(chǎn)時，含水率達到最高值18.17%。

高探1 井初期試油試采均未見水，第二次系統(tǒng)試產(chǎn)后出水，出水來源、出水機理和含水變化規(guī)律均不明確，高探1 井持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)難度大。通過井筒模擬、動態(tài)分析、油藏數(shù)值模擬等技術(shù)，開展出水原因分析，明確出水來源及出水機理，制定合理的工作制度，實現(xiàn)高探1井含水率下降和持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)。

1 出水來源和機理

1.1 滲流通道和出水來源可能性評價

（1）滲流通道評價 第二次系統(tǒng)試產(chǎn)出砂監(jiān)測顯示，21 mm 油嘴生產(chǎn)壓差為61.6 MPa，已監(jiān)測到出砂信號；25 mm 油嘴出砂信號明顯增強，出現(xiàn)砂石顆粒，油嘴被沖蝕；41 mm 油嘴出砂信號峰值和基值加大，并出現(xiàn)礫石。地層出砂主要為礫石、粉—細砂巖、黏土、水泥塊（圖1）。出砂監(jiān)測分析結(jié)果表明，近井地層骨架已發(fā)生改變。

圖1 高探1井系統(tǒng)試產(chǎn)出砂樣品化驗分析Fig.1.Laboratory analysis of sand samples from the production test in Well Gaotan?1

根據(jù)高探1井管壁固井質(zhì)量評價結(jié)果，5 610 m以深固井水泥充填膠結(jié)差，射孔段固井質(zhì)量差，井口產(chǎn)出物有水泥塊，說明井壁也已發(fā)生改變。

雖然清水河組底部低滲含礫砂巖段未射開，但在調(diào)大油嘴試產(chǎn)過程中，近井筒及含礫低滲儲集層已經(jīng)產(chǎn)生不同程度的改變，形成高速滲流通道，為出水提供了流動通道。

（2）出水來源可能性評價 對射孔段及上、下鄰層進行分析，找出可能的出水來源。由于高探1 井無出油段化驗分析、巖電參數(shù)等資料，借鑒石南31 井區(qū)清水河組油藏解釋模型，將高探1 井儲集層劃分為3 類：Ⅰ類儲集層（5 767.5—5 770.0 m），滲透率為1 280.0 mD，含油飽和度為62%，Ⅱ類儲集層（5 770.0—5 775.1 m），滲透率為524.0 mD，含油飽和度為57%，Ⅰ類和Ⅱ類儲集層為中孔高滲儲集層，均解釋為油層；Ⅲ類儲集層（5 776.2—5 779.0 m），滲透率為63.7 mD，含油飽和度為47%，為中孔中滲儲集層，解釋為油水同層；在Ⅱ類和Ⅲ類儲集層間發(fā)育一套厚度為1.1 m的泥巖夾層。高探1 井射孔段為Ⅰ類和Ⅱ類儲集層，油水同層段未射孔（圖2）。

鉆井過程顯示上部呼圖壁河組鉆遇高壓水層，測井曲線顯示下部頭屯河組含油但物性相對較差。因此，將產(chǎn)出水的可能來源分為5 種：上部高壓水層、清水河組束縛水、邊水、頭屯河組出水和清水河組底部差儲集層出水。

1.2 出水來源分析

根據(jù)動靜態(tài)資料，采用動態(tài)分析、數(shù)值模擬、油藏工程等方法對上述5 種可能的出水來源逐一開展分析，排查出水可能，明確出水來源。

（1）上部高壓水層 由于試采階段無流壓監(jiān)測，井筒沿程壓力難以預測，采用PIPESIM 軟件建立考慮井筒脫氣的兩相流動模型，擬合前期流壓，在采油指數(shù)為30 m3/（d·MPa）、氣液比為326 m3/m3、泡點壓力為30.2 MPa 的條件下，預測不同油嘴直徑下的流壓、日產(chǎn)液量等參數(shù)。模型預測3 mm 油嘴時井底流壓為129.0 MPa，高于上覆水層壓力124.4 MPa，水無法流動至井底，同時油嘴由7 mm 逐級回調(diào)時，3 mm油嘴階段累計產(chǎn)水35 m3，大于井筒蓄水量26 m3，出水來源不可能是上部高壓水層。

（2）清水河組束縛水 產(chǎn)量不穩(wěn)定分析技術(shù)（Blasingame圖版、流動物質(zhì)平衡曲線等）可有效識別見水特征[11-13]。根據(jù)地質(zhì)、測井和試油試采資料，建立高探1井產(chǎn)量不穩(wěn)定分析模型，分析其水侵變化規(guī)律。

從高探1井Blasingame 圖版[14]（圖3）可以看出，在不同的無因次井筒半徑下，2019 年4 月開始，規(guī)整化日產(chǎn)量（目前日產(chǎn)量與目前生產(chǎn)壓差的比值）和規(guī)整化日產(chǎn)量積分導數(shù)實際數(shù)據(jù)點明顯偏離了理論曲線，有拱包上翹特征，說明存在外來能量供給，此時處于水侵初期階段。隨著生產(chǎn)的持續(xù)，后期數(shù)據(jù)點完全偏離理論曲線，表明水體已侵入儲集層，高探1 井進入見水期。

從高探1 井流動物質(zhì)平衡曲線（圖4）可以看出，規(guī)整化日產(chǎn)油量和規(guī)整化累計產(chǎn)油量在生產(chǎn)初期基本上呈線性關系，但在后期生產(chǎn)數(shù)據(jù)點出現(xiàn)明顯的上翹，也表明儲集層有能量補充。

異常高壓儲集層覆壓實驗表明，隨驅(qū)替壓力梯度增加，可動用束縛水小于1.60%，不足以支撐含水率最高上升至18.17%，因此，出水來源可排除清水河組束縛水。

圖2 高探1井清水河組測井綜合解釋成果Fig.2.Comprehensive logging interpretation results of Qingshuihe formation in Well Gaotan?1

圖3 高探1井Blasingame圖版Fig.3.Blasingame curves of Well Gaotan?1

圖4 高探1井流動物質(zhì)平衡曲線Fig.4.Flowing material balance curve of Well Gaotan?1

（3）邊水 基于目前認識的油水界面，根據(jù)測井、地震、流體測試等資料建立三維地質(zhì)模型，根據(jù)地層原油物性分析實驗結(jié)果及生產(chǎn)動態(tài)資料，建立22 個擬組分的揮發(fā)性油藏數(shù)值模型[15-16]。在油藏數(shù)值模型中添加邊水[17-18]，實際油壓、日產(chǎn)液量擬合較好的條件下，無論邊水規(guī)模多大，模型計算含水率均為0，與實際含水率18.17%不符。采用大生產(chǎn)壓差（大于60.0 MPa）模擬生產(chǎn)，含水率上升至18.17%至少需要17 d；而逐步降低生產(chǎn)壓差，模擬含水率仍處于上升趨勢，與實際含水率逐步下降不匹配，利用該方法可排除邊水。

（4）頭屯河組出水 高探1 井于頭屯河組完鉆，頭屯河組流體可能沿管壁或?qū)娱g竄流至清水河組。油藏數(shù)值模型設置頭屯河組出水[19]，油壓、日產(chǎn)液量擬合較好時，無論設置的水體規(guī)模多大，調(diào)整工作制度后含水率均不會下降，與實際生產(chǎn)情況不符。周邊井西湖1井頭屯河組壓裂后日產(chǎn)水量約55 m3，小于高探1 井未經(jīng)改造時的最大日產(chǎn)水量180 m3，因此排除頭屯河組出水。

（5）清水河組底部差儲集層出水 從清水河組油藏數(shù)值模擬結(jié)果來看，如果只打開實際射孔段，含水率擬合較差，若射開底部差儲集層，含水率擬合較好。進行第二次系統(tǒng)試產(chǎn)前，7 mm 油嘴生產(chǎn)壓差為21.0 MPa條件下，底部差儲集層未啟動（圖5a），21 mm油嘴生產(chǎn)壓差為61.6 MPa條件下，底部差儲集層已動用（圖5b）。

圖5 高探1井清水河組底部差儲集層含油飽和度分布Fig.5.Oil saturation distribution of the poor reservoir at the bottom of Qingshuihe formation in Well Gaotan?1

已開發(fā)油藏石南21 井區(qū)生產(chǎn)測試也表明，更高的生產(chǎn)壓差可以逐步啟動差儲集層。差儲集層的啟動壓差與滲透率呈指數(shù)關系，當生產(chǎn)壓差大于啟動壓差后，不同滲透率級別的油層可以逐步驅(qū)動。因此，可以確定清水河組底部差儲集層出水為出水來源的可能性最大。

1.3 出水機理

5 種出水來源中清水河組底部差儲集層出水可能性最大，出水機理為：第二次系統(tǒng)試產(chǎn)階段油嘴逐級調(diào)大，大生產(chǎn)壓差、高流速改變了井筒及其周緣的滲流條件，形成差儲集層流動通道并逐步啟動差儲集層，表現(xiàn)為高滲透層和低滲透層耦合動用特征（圖6），導致高探1井出水。

圖6 高探1井清水河組底部差儲集層出水機理示意圖Fig.6.Schematic water breakthrough mechanism of the poor reservoir at the bottom of Qingshuihe formation in Well Gaotan?1

2 穩(wěn)產(chǎn)制度

根據(jù)出水來源及出水機理，科學合理制定穩(wěn)產(chǎn)制度?，F(xiàn)場通過開展穩(wěn)定試井，從2 mm 油嘴開始逐級上調(diào)油嘴至7 mm，結(jié)合油藏數(shù)值模擬，對比高探1 井不同制度下的油壓、含水率、日產(chǎn)液量、日產(chǎn)油量等指標變化規(guī)律（表1）。2 mm 油嘴條件下，油壓基本穩(wěn)定，含水率未上升，但日產(chǎn)油量相對較低；7 mm 油嘴條件下，油壓下降較為明顯，含水率出現(xiàn)波動上升，日產(chǎn)油量隨之不斷下降；當采用4 mm 油嘴時，彈性產(chǎn)率達到最大值，壓降速度及含水上升率出現(xiàn)拐點，綜合確定4 mm油嘴為合理穩(wěn)產(chǎn)制度。

表1 高探1井系統(tǒng)試井不同制度下的生產(chǎn)指標Table 1.Production indexes tested under different working systems in Well Gaotan?1

高探1 井見水后長期采用4 mm 油嘴控制壓差生產(chǎn)，通過持續(xù)跟蹤監(jiān)測該井壓力、含水率波動情況，實時開展壓降速度、含水上升率等指標評價，平均日產(chǎn)油量穩(wěn)定在180 m3左右，平均壓降速度為0.08 MPa/d，取得了良好的生產(chǎn)效果。

經(jīng)過合理穩(wěn)產(chǎn)制度研究，高探1 井實現(xiàn)了含水率下降并穩(wěn)定，日產(chǎn)油量持續(xù)百噸穩(wěn)產(chǎn)，為后續(xù)井試油、試采及動態(tài)資料錄取提供經(jīng)驗。

3 結(jié)論

（1）在動靜態(tài)資料較少的前提下，綜合運用井筒模擬、動態(tài)分析、油藏數(shù)值模擬等技術(shù)，系統(tǒng)分析總結(jié)了高探1 井5 種出水來源，并逐步確定出水來源為清水河組底部差儲集層。

（2）通過地質(zhì)動態(tài)綜合研究及現(xiàn)場調(diào)控，明確了出水機理為第二次系統(tǒng)試產(chǎn)階段大生產(chǎn)壓差、高流速生產(chǎn)，井筒及其周緣的滲流條件改變，形成滲流通道并啟動差儲集層，導致油井見水。

（3）根據(jù)出水機理制定合理的穩(wěn)產(chǎn)制度，采用4 mm油嘴控制壓差生產(chǎn)，實現(xiàn)高探1井含水率下降并穩(wěn)定和日產(chǎn)油量百噸持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)，對準噶爾盆地南緣后續(xù)投產(chǎn)井合理制度確定提供指導意義。