張昌艷

（中國(guó)石油大慶油田公司勘探開(kāi)發(fā)研究院，黑龍江大慶163712）

CYG 油田主體區(qū)塊屬低孔、低滲油藏，儲(chǔ)層裂縫較發(fā)育，以近東西向條帶狀分布為主，與井排方向基本一致，同時(shí)發(fā)育近南北向剪切縫，裂縫長(zhǎng)度分布在10～100 m，裂縫密度為0.14 條/m，裂縫平均滲透率在1 000 mD 以上，基質(zhì)平均滲透率僅18 mD 左右[1-2]。受天然縫及人工縫影響，出現(xiàn)沿裂縫方向水線推進(jìn)快、水井排方向油井見(jiàn)水早等問(wèn)題，通過(guò)注采系統(tǒng)調(diào)整結(jié)合井組淺調(diào)及采油井堵水、周期注水等措施，改善了水驅(qū)效果，但同時(shí)措施調(diào)整引起地層應(yīng)力場(chǎng)變化，導(dǎo)致水井排與油井排間原本閉合的天然縫開(kāi)啟[3]，加劇了儲(chǔ)層非均質(zhì)性，區(qū)塊出現(xiàn)多向見(jiàn)水，注水無(wú)效循環(huán)嚴(yán)重，深調(diào)堵水效果差，提高波及效率有限，控水難度大等問(wèn)題[4-11]。目前，CYG 油田主體區(qū)塊主要以裂縫干擾型和層內(nèi)剩余油為主，占60%以上。天然縫、人工縫及注水誘發(fā)動(dòng)態(tài)縫組成的復(fù)雜裂縫系統(tǒng)是CYG 油田主體區(qū)塊的主要開(kāi)發(fā)目標(biāo)。

本文以C45Z 區(qū)塊為研究對(duì)象，通過(guò)分析單井見(jiàn)水特征及原因，明確該區(qū)塊見(jiàn)水類(lèi)型，提出針對(duì)性的調(diào)整措施。

1 見(jiàn)水規(guī)律分析

C45Z 區(qū) 塊共 86 口 采油 井 。 2016-2020 年 共 開(kāi)展61 口井礦化度監(jiān)測(cè)，其中，注入水型為25 口，占總井?dāng)?shù)的41.7%，平均含水率達(dá)82.3%。該類(lèi)型采油井主要位于裂縫帶，井底水淹程度高，注水無(wú)效循環(huán)嚴(yán)重，平均見(jiàn)水時(shí)間為21 個(gè)月；復(fù)合型（注入水+地層水）占33.3%，主要分布在裂縫帶或裂縫帶側(cè)向，含水率呈波動(dòng)上升；地層水型占25.0%，見(jiàn)水較晚，含水率較低（見(jiàn)表1）。

表1 見(jiàn)水類(lèi)型分析Table 1 Analysis of water breakthrough types

2 區(qū)塊見(jiàn)水特征分析

圖1 為不同井位采油井含水率、日產(chǎn)液變化曲線。

圖1 不同井位采油井含水率、日產(chǎn)液變化Fig.1 Water cut and daily production fluid change in different well locations

由圖1 可知，水井排方向采油井見(jiàn)水早，由于天然裂縫與井排方向一致，注入水沿著天然裂縫快速突進(jìn)至水井排方向采油井井底，導(dǎo)致采油井投產(chǎn)31個(gè)月即見(jiàn)水，見(jiàn)水后含水率及日產(chǎn)液量快速上升，中后期經(jīng)過(guò)多輪次淺調(diào)及堵水等措施，日產(chǎn)液量平穩(wěn)下降，含水率上升速度得到控制。排間加密采油井投產(chǎn)見(jiàn)水較早，平均見(jiàn)水時(shí)間為34 個(gè)月，排間加密采油井投產(chǎn)較晚，注入水前緣已逼近投產(chǎn)井位，引起排間加密采油井見(jiàn)水較早，由于注采井距較小，導(dǎo)致排間加密采油井見(jiàn)水后含水率快速上升，產(chǎn)液量上升。油井排方向采油井見(jiàn)水晚，見(jiàn)水時(shí)間為74 個(gè)月，該方向采油井均采用壓裂投產(chǎn)，且注采井距較大，導(dǎo)致投產(chǎn)初期采油井日產(chǎn)液量較高，見(jiàn)水時(shí)間較晚；在區(qū)塊開(kāi)發(fā)中后期，由于頻繁開(kāi)展調(diào)剖堵水、周期注水等措施，引起地層應(yīng)力場(chǎng)發(fā)生了較大的變化，注采井間的天然裂縫隨著應(yīng)力場(chǎng)的變化發(fā)生動(dòng)態(tài)性的開(kāi)啟、閉合，注入水沿著井間動(dòng)態(tài)縫流向油井排方向采油井，導(dǎo)致該方向采油井見(jiàn)水后含水率平穩(wěn)上升。

3 單井見(jiàn)水原因及表現(xiàn)特征分析

3.1 裂縫型

3.1.1 裂縫較發(fā)育造成采油井見(jiàn)水 10C102-68井位于水井排方向（見(jiàn)圖2），與主裂縫方向一致，投產(chǎn)后水井排注入水沿裂縫突進(jìn)，采油井見(jiàn)水早，含水率、產(chǎn)液量快速上升，產(chǎn)油量下降，注入水無(wú)效循環(huán)。該井投產(chǎn)后23 個(gè)月見(jiàn)水，1996 年2 月，該井含水率突升，6 個(gè)月內(nèi)含水率由36.3%升至100%，日產(chǎn)液量由0.5 t 上升至7.9 t，堵水后日產(chǎn)液量由5.7 t降至1.3 t，含水率由84.4%降至3.1%（見(jiàn)圖3）。主要表現(xiàn)特征：采油井見(jiàn)水較早；低含水率階段上升至高含水率階段周期短；含水率上升階段，產(chǎn)液量大幅度上升，且上升速度快；連通注入井影響敏感。采油井堵水后，產(chǎn)液量、含水率大幅度下降，且下降速度快。

圖2 10C102-68 井位示意Fig.2 Schematic diagram of well 10C102-68

圖3 10C102-68 井生產(chǎn)曲線Fig.3 Production curve of well 10C102-68

3.1.2 措施壓裂形成人工縫造成采油井見(jiàn)水 措施壓裂后，提高了儲(chǔ)層滲透性，注采井間驅(qū)替距離變小，加快了油井見(jiàn)水，且見(jiàn)水后注入水沿人工縫快速推進(jìn)，采油井含水率、產(chǎn)液量明顯上升。以10C103-Y61 井為例，該井與連通注水井井距分別為190、218 m，注采井距較小。1998 年實(shí)施壓裂后縮小了驅(qū)替距離，導(dǎo)致油井壓裂后6 個(gè)月見(jiàn)水，見(jiàn)水后注入水沿人工縫快速推進(jìn)，采油井含水率、產(chǎn)液量明顯上升，11 個(gè)月內(nèi)含水率上升至79.1%，日產(chǎn)液量由3.3 t 上升至10.6 （t見(jiàn)圖4）。主要表現(xiàn)特征：壓裂前，采油井未見(jiàn)水，產(chǎn)液量較穩(wěn)定，壓裂后快速見(jiàn)水；見(jiàn)水后，含水率、產(chǎn)液量大幅度上升，由低含水率階段上升至高含水率階段周期短；含水率快速上升階段，液面、壓力上升。

圖4 10C103-Y61 井生產(chǎn)曲線Fig.4 Production curve of well 10C103-Y61

3.1.3 注水誘發(fā)動(dòng)態(tài)縫開(kāi)啟造成采油井見(jiàn)水 開(kāi)發(fā)初期，油井排井底壓力低，沿油井排方向天然裂縫閉合，由于注采結(jié)構(gòu)調(diào)整等原因，導(dǎo)致地層應(yīng)力場(chǎng)發(fā)生變化，注水誘發(fā)大尺寸動(dòng)態(tài)縫開(kāi)啟，注入水沿著開(kāi)啟的動(dòng)態(tài)縫流向采油井，形成水驅(qū)竄流通道，導(dǎo)致采油井含水率上升。以10C104-66 井為例，該井無(wú)水采油期為70 個(gè)月，含水率低值期達(dá)136 個(gè)月，與該井相鄰的采油井于2002 年3 月轉(zhuǎn)注，轉(zhuǎn)注15 個(gè)月后，10C104-66 井含水率突升，該井含水率由5.5%上升至64.1%，日產(chǎn)油由5.2 t 下降至2.3 t，日產(chǎn)液量由5.5 t 上升至6.4 t（見(jiàn)圖5）。主要表現(xiàn)特征：含水率低值期較長(zhǎng)，開(kāi)發(fā)某一時(shí)刻單井含水率突升，日產(chǎn)液量平穩(wěn)或上升；由于頻繁的注采系統(tǒng)調(diào)整、調(diào)剖堵水實(shí)施等，儲(chǔ)層應(yīng)力場(chǎng)不斷變化，局部地區(qū)原本已開(kāi)啟的裂縫逐漸閉合或縫寬變小，沿該裂縫滲流的注入水量減少，水驅(qū)竄流程度減弱，導(dǎo)致采油井含水率及日產(chǎn)液量下降。

圖5 10C104-66 井生產(chǎn)曲線Fig.5 Production curve of well 10C104-66

3.2 裂縫-基質(zhì)型

天然裂縫較發(fā)育造成采油井見(jiàn)水。主力層中基質(zhì)與天然裂縫交錯(cuò)發(fā)育，應(yīng)力場(chǎng)變化引起小尺寸閉合縫開(kāi)啟，提高了儲(chǔ)層滲透性，注入水在基質(zhì)和裂縫中交錯(cuò)滲流，加快了注入水滲流速度，導(dǎo)致采油井含水率波動(dòng)上升。以10C100-F60 井為例，該井含水率總體呈波動(dòng)上升，不同階段存在含水率與產(chǎn)液量同時(shí)突升的現(xiàn)象。2012 年12 月，該井含水率快速上升，6 個(gè)月內(nèi)含水率由69.0%上升至98.0%，日產(chǎn)油由1.2 t 下降至0.2 t，日產(chǎn)液量由3.1 t 上升至11.4 t（見(jiàn)圖6）。主要表現(xiàn)特征：整體上，含水率波動(dòng)上升，日產(chǎn)液量呈梯形變化；受應(yīng)力場(chǎng)變化影響，井間動(dòng)態(tài)縫開(kāi)啟，某一階段含水率、日產(chǎn)液量快速上升。

圖6 10C100-F60 井生產(chǎn)曲線Fig.6 Production curve of well 10C100-F60

3.3 基質(zhì)型

3.3.1 單井采出程度過(guò)高造成采油井見(jiàn)水 主力層物性較好，局部地區(qū)壓力保持水平較高，注采關(guān)系較完善，部分單井產(chǎn)量、采出程度高，導(dǎo)致含水率上升。以10C96-60 井為例，該井儲(chǔ)層物性較好，主力層多向連通比例較高（見(jiàn)圖7），投產(chǎn)初期日產(chǎn)油量高，71 個(gè)月后見(jiàn)水，見(jiàn)水后含水率緩慢上升。截至 2019 年 12 月，該井累產(chǎn)油量 6.73 萬(wàn) t，綜合含水率39.7%（見(jiàn)圖8）。主要表現(xiàn)：產(chǎn)油量、產(chǎn)液量高，含水率低值期長(zhǎng)；注水受效后，產(chǎn)液量明顯增加。

圖7 10C96-60 井組主力層沉積相圖Fig.7 Sedimentary facies diagram of main layer in well group 10C96-60

圖8 10C96-60 井生產(chǎn)曲線Fig.8 Production curve of well 10C96-60

3.3.2 主力層水淹程度高造成采油井見(jiàn)水 采油井 10C99-CSY57 井于 2017 年投產(chǎn)，相鄰 2 口注水井 10C98-56 和 10C98-58 分 別 于 1995 年 和 1988 年投產(chǎn)，2 口注水井投產(chǎn)時(shí)間較早，由于注采井距較小，注入水前緣已波及到采油井10C99-CSY57 投產(chǎn)井位，井底水洗程度高（見(jiàn)圖9），導(dǎo)致采油井見(jiàn)水早或投產(chǎn)即見(jiàn)水（見(jiàn)圖10）。主要表現(xiàn)特征：老井補(bǔ)孔后產(chǎn)液量上升，含水率上升；新井投產(chǎn)后即見(jiàn)水，產(chǎn)油量、產(chǎn)液量緩慢下降；周邊注入井投產(chǎn)早，注入量大，且注采井距小。

圖9 10C99-CSY57 井組含水分布（2017.7）Fig.9 Water cut distribution map of well group 10C99-CSY57 (July 2017)

圖10 10C99-CSY57 井生產(chǎn)曲線Fig.10 Production curve of well 10C99-CSY57

3.3.3 油水同層發(fā)育造成采油井見(jiàn)水 10C98-49井有效厚度7.6 m，滲透率15 mD，發(fā)育油水同層厚度2.6 m，同層初始含水飽和度達(dá)到80%以上，導(dǎo)致采油井投產(chǎn)初期即見(jiàn)水，由于基質(zhì)滲透性較差，注水效果差，見(jiàn)水后產(chǎn)液量快速下降，含水率上升緩慢（見(jiàn)圖11）。主要表現(xiàn)特征：投產(chǎn)初期即見(jiàn)水，日產(chǎn)液量快速下降，含水率緩慢上升。

圖11 10C98-49 井生產(chǎn)曲線Fig.11 Production curve of well 10C98-49

4 調(diào)整措施及效果分析

C45Z 區(qū)塊發(fā)育天然縫、注水誘發(fā)動(dòng)態(tài)縫及人工縫，加劇了區(qū)塊水驅(qū)調(diào)整的難度，因此需要在強(qiáng)化地質(zhì)認(rèn)識(shí)基礎(chǔ)上，根據(jù)各采油井見(jiàn)水類(lèi)型及原因，結(jié)合當(dāng)前單井動(dòng)態(tài)特征，以井組為單位，采取分類(lèi)調(diào)整[12-15]。

4.1 裂縫型調(diào)整對(duì)策及效果

針對(duì)裂縫型見(jiàn)水井組，以封堵裂縫、擴(kuò)大波及體積為治理思路，以調(diào)剖+周期注水為主要治理手段，以采油井堵水為輔助調(diào)整方法。2020 年2 月至2021 年 3 月 ，篩 選 C45Z 區(qū) 塊 6 個(gè) 井 組 進(jìn) 行 3 個(gè) 輪 次深部調(diào)剖（1 個(gè)月/輪次）+周期注水（3 個(gè)月/輪次），實(shí)施采油井堵水11 井次，以中高分抗鹽聚合物為調(diào)剖劑，以凝膠為封堵劑。與調(diào)整前相比，6 個(gè)井組平均單井日產(chǎn)液量由5.2 t 下降至3.6 t，平均單井日產(chǎn)油量由1.0 t 上升至1.1 t，平均單井含水率由80.8%下降至69.4%，井組控水效果明顯。

4.2 基質(zhì)-裂縫型調(diào)整對(duì)策及效果

針對(duì)基質(zhì)-裂縫型見(jiàn)水井組，以提高裂縫滲流阻力，實(shí)現(xiàn)沿裂縫側(cè)向驅(qū)替基質(zhì)剩余油為調(diào)整思路，以深部調(diào)剖為主要調(diào)整方式。2020 年6 月至2021年3 月，篩選8 個(gè)井組開(kāi)展聚合物微球調(diào)剖13 井次。與調(diào)整前相比，8 個(gè)井組平均單井日產(chǎn)液量由3.8 t下降至3.5 t，平均單井日產(chǎn)油量由1.4 t 上升至1.7 t，平均單井含水率由63.2%下降至51.4%，井組增油降水效果顯著。

4.3 基質(zhì)型調(diào)整對(duì)策及效果

針對(duì)基質(zhì)型見(jiàn)水井組，以改善儲(chǔ)層滲透性及注采關(guān)系為挖潛思路，以油水井對(duì)應(yīng)壓裂、油井重復(fù)壓裂為主要挖潛方法，以微生物解堵、堵孔措施為輔。2020 年 3 月至 2021 年 3 月，篩選采出程度較低的井組開(kāi)展油水井對(duì)應(yīng)改造3 組，單井重復(fù)壓裂2口，微生物解堵16 井次，油水同層堵孔1 井次。與措施前相比，措施井組平均單井日產(chǎn)液量由1.7 t 上升至2.9 t，平均單井日產(chǎn)油量由0.9 t 上升至1.5 t，平均單井含水率由47.1%上升至48.3%，含水率小幅度上升，增油效果明顯。

通過(guò)分類(lèi)調(diào)整，措施井組日產(chǎn)油量由3.3 t 上升至4.3 t，增加了1.0 t，措施井組含水率由69.1%下降至57.1%，階段累計(jì)增油2 051.6 t，目前各項(xiàng)措施仍處于有效期，分類(lèi)調(diào)整取得顯著效果（見(jiàn)表2）。

表2 C45Z 區(qū)塊措施井組生產(chǎn)情況Table 2 Production situation of measure well group in C45Z block

5 結(jié) 論

（1）根據(jù)C45Z 區(qū)塊儲(chǔ)層發(fā)育特征及動(dòng)態(tài)表現(xiàn)，劃分了采油井見(jiàn)水類(lèi)型，分為裂縫型、基質(zhì)-裂縫型、基質(zhì)型三類(lèi)；在此基礎(chǔ)上，系統(tǒng)分析了不同見(jiàn)水類(lèi)型采油井的見(jiàn)水原因，為措施調(diào)整夯實(shí)基礎(chǔ)。

（2）初步形成了分類(lèi)措施挖潛模式，發(fā)展了以調(diào)剖+周期注水為主的裂縫型井組治理技術(shù)，以聚合物微球深調(diào)為主的基質(zhì)-裂縫型井組調(diào)整技術(shù)，以油水井對(duì)應(yīng)壓裂、油井重復(fù)壓裂為主的基質(zhì)型井組挖潛技術(shù)。

（3）通過(guò)對(duì)不同見(jiàn)水類(lèi)型井組措施調(diào)整，井組日增油1.0 t，含水率下降了12.0%，階段累計(jì)增油2 051.6 t，調(diào)整效果顯著。