子北油田玉家灣區高含水原因分析及治理研究

劉金寶

延長油田股份有限公司子北采油廠，陜西延安 717300

1 研究區概況

子北采油廠隸屬于延長油田股份有限公司，位于陜西省子長縣北部，管轄子北油田和澗峪岔油，本文研究的子北油田玉家灣區位于子長縣玉家灣鎮境內。

2 研究的目的和意義

子北采油廠目前有總井數4996口，開井數3934口，關停的1062口井中，含水率超過90%的油井有908口，占關停井數的85.5%。子北油田玉家灣區自2003年注水以來，2003年所有測產井平均含水率為60.7%，2004年為63.83%，2005年為66.8%，2006年為70.35%，2007年為70.5%。含水率是在逐年遞增，也從側面反映出產量的逐年遞減。截至2010年8月，子北油田玉家灣區有油井1474口，開抽1380口，平均日產液1262.8噸，綜合含水80%。當年新投產井161口，日產液644噸，綜合含水高達85%[1]。高含水井已成為制約子北采油廠油田開發整體效益提高的重要因素。因此，開展高含水井綜合治理技術研究有十分重要的意義。

3 造成高含水的主要因素

造成油井高含水的原因比較復雜，有工程原因，也有地質原因；有先天原因，也有后天原因。本文主要從以下幾個方面論述。

3.1 油水分異較差，油水混儲，初期油井含水高

據儲層評價結果，子北采油廠儲層以特低孔、特低滲儲層為主。而且孔喉半徑小，排驅壓力高，不利于油水在儲層中滲流，加之地層較平緩，所以油水分異較差。據相滲分析圖，油水相對滲透率的交叉點對應的含水飽和度小于50%，說明儲層為弱親油儲層，這也使得油水分異更加困難。

由于子北油田玉家灣區油水分布特點就是“油水混儲”，所以油井壓裂后油水共同產出，新井含水率一版在60%～80%。以2011年4月壓裂的探井理960井為例，該井主力油層長61，測井顯示低阻、八側向與中深感應分離較明顯，解釋結論為“油水同層”，試油選擇671～673米段，預計壓后含水率80%。試油一月后統計產量數據，綜合含水率86%，比預計含水率略高。

3.2 人工裂縫導致注入水沿裂縫竄進

子北油田玉家灣區現在主要在路家寺區塊注水，該區注水井均為2003年由采油井轉注。由于儲層特低滲，自然求產無工業油流，子北油田的采油井均采用壓裂求產，并且2003年子北油田開始注水以前新井壓裂的加砂量都比較大。以注水井2038井為例，1999年7月首壓644.2米-647.2米段，加砂23方；1999年12月，二壓684.5米-686.5米段，加砂22方。另外一口注水井2048井，1999年6月首壓682.4米-685.4米段，加砂32方；2000年11月，二壓636.4米-638.4米段，加砂20方。加砂規模如此之大，而井距小于200米，油藏注水后，注入水很容易沿裂縫竄進，使沿裂縫方向上的采油井見水快，油藏含水上升快，可能在很短的時間內就進入高含水階段，而位于裂縫兩側的油井見效慢，壓力恢復慢。因此裂縫在注水開發過程中會導致嚴重的平面矛盾，使油井注水見效及水淹特征具有明顯的方向性。

3.3 油源不足是油田高含水的主要原因

油源不足是子北油田玉家灣區高含水的主要原因，主要證據有：

1）研究區內烴源巖條件相對較差

鄂爾多斯盆地是在古生代沉積基礎上形成和發展起來的中生代大型內陸坳陷型盆地，晚三疊紀延長世是盆地湖泊發育的全盛時期，長7期沉積的暗色泥巖發育，厚度大，主要生油化學指標均達到好的生油巖級別，是鄂爾多斯盆地中生界最主要生油巖。

從鄂爾多斯盆地中生界長7優質油源巖分布圖中可以看出，子北油田所在的子長縣遠離生油中心。玉家灣區2007年以來所打的探井基本鉆穿長7層后完鉆，長7烴源巖的厚度最大也只有10m左右。而長7是整個鄂爾多斯盆地的最大湖泛面，也就是說長7為整個延長組的最好的烴源巖層位，長6的烴源巖其品質比長7肯定要差，所以，對于子北采油廠的長6油層組而言，其烴源供給不夠。

2）原始含油飽和度相對較低

將子北油田玉家灣區與相鄰的區域進行對比，可以發現延長組長6油層組的原始含油飽和度最高者為安塞縣杏河區，含油飽和度高達50.5%；其次為同處于子長縣的子長油田安定區，含油飽和度為50%；而位于子北油田趙家臺探明儲量區的含油飽和度最低，僅為49%。與烴源巖分布相同，含油飽和度從東南向西北有變低的趨勢，這從另外一個角度佐證了油源不足是子北采油廠油藏高含水的主要原因[2]。

3）運移條件差是油田高含水的重要原因

據烴源巖評價和油源對比結果，子北油田玉家灣區原油可能主要來自研究區西南部的烴源巖。所以子北油田玉家灣區油藏的形成要靠西南部油源經較長距離的側向運移，但由于延長組的長4+5、長6儲層主要為特低孔、特低滲儲層，并且各油層亞組為整合接觸，無不整合面存在，陜北斜坡帶坡降僅為8-10米/千米，地層傾角不足1°，造成油氣運移的通道和動力條件均較差。

3.4 固井質量差，串槽嚴重

固井是油、水井建井過程中的重要環節，固井質量的好壞將直接影響到井的使用壽命，將影響到整個注、采期間能否順利進行生產。對于采油井，如果固井質量不好導致生產層間以及生產層與非生產層間竄通，如果是水竄，那么采液中的含水量升高，將造成能源的浪費；如果是油竄，按規劃不該采的層系被動用，將影響整個采油規劃的實施。對于注水井，如果固井質量不好導致注入水亂竄，影響注入效果，還將破壞一個區域的地應力平衡，引起大面積的套管損壞，造成巨大的浪費。

3.5 層間矛盾突出導致油井高含水

由于產能建設的需要，子北油田玉家灣區在新井投產時就同時壓開兩段甚至三段含油顯示較好的油層，以期求得較高的初產，延緩油井遞減。但是在見到一定效果的同時，也有部分油井出現高含水層位壓力偏高, 抑制了其他低壓層出油, 增加了層間矛盾, 致使油井含水居高不下。以2011年3月12日壓裂的1048-1井為例，同時壓開892-894米段和859-861米段，投產后含水率高達88%。而2011年3月9日壓裂同一井組的1048-2井，只壓開852-854米段，投產后含水率僅為81%。

4 高含水井的治理措施

針對子北油田玉家灣區的各類高含水井，分別給出以下相應的治理措施。

4.1 非注水區高含水井治理措施

4.1.1 非注水區高含水舊井

高產液高含水井：

此類油井需要進行檢測漏點，在相應位置下入封隔器堵水。工程測井技術中的多種方法包括機械井徑系列、聲波測井系列、方位測井系列、電磁測井系列、可見光測井系列均可有效地檢測套管技術狀況。目前在子北采油廠應用效果較好的是電磁探傷測井儀，該儀器可檢測儀器外兩層鋼管的損壞情況，即在油管內檢測油管和油層套管的損壞情況，在油層套管內檢測油層套管和表層套管的損壞情況。在油管中測量套管的壁厚變化及損壞，節省了檢查套管情況時起、下油管的作業費用，這一特點使得對油、水井井身結構損壞進行普查“體檢”成為可能。檢測管子的損壞情況包括：裂縫（縱縫、橫縫）、腐蝕、射孔、內外管的厚度等。

低產液高含水井：

對于工程原因造成的低產液高含水井，如果動液面高，泵況較差，則進行檢泵換泵之后油井產量會大幅度增加；如果動液面高，泵況良好但是井口不出液，則需要對油管管體和螺紋進行檢查，找到漏點進行修復或更換。

對于儲層物性好但污染嚴重造成的低產液高含水井，為解除油井近井地帶污染，使近井地帶的滲透性得以恢復和改善，應用化學法處理儲層技術就是目前解決這類問題較為廣泛的增產措施之一。化學法處理儲層主要指用各種化學劑和地層組分及外來物質發生化學物理反應，產生溶蝕或消除作用，達到恢復和改善近井地帶滲透性之目的，其中子北采油廠應用最為廣泛的是綜合解堵技術。此外，壓裂也可以有效解除近井地帶油層污染。

對于儲層物性差造成的低產液高含水井，原壓裂層段改造價值不大，可以選擇備用油層段壓裂。子北采油廠多數油井都有長4＋52、長61、長62、長63等多個油層亞組含油，其中長61、長62一般也有多段砂層含油，可以選擇的空間較大。通過二次壓裂可以有效地改善近井地帶滲流環境，增加油井產能。

4.1.2 非注水區高含水新井

為了解決新井水大的問題，子北采油廠在壓裂工藝上開展了很多有益的嘗試，其中比較有效的有堵水壓裂和孚盛砂壓裂。

堵水壓裂：

堵水壓裂主要針對砂體厚度大于20m，邊水、底水較為發育但隔層不發育的塊狀長2油層，以及油層厚度小于6m，邊水、底水較為發育但無隔層或者隔層為厚度小于1m的脆性巖層的長6油層。工藝原理是在壓裂過程中，將攜砂液與堵水驅油劑交替注入，通過壓力與排量、砂比等控制將堵水驅油劑置入射孔段，而達到堵水驅油的效果。工藝流程是“破壓→打入適量堵劑→頂替→停泵30min→正常加砂→壓后關井72小時→投產”。

2007年子北采油廠共堵水壓裂作業28口，增油3263.87噸，每噸原油價格按3000元計算，共計979.16萬元，堵水壓裂成本168萬元，利潤811.16萬元，投入產出比1：5.83。主要是針對新井中底水發育，正常壓裂難以控制底水的油井，通過嘗試堵水壓裂，取得了很好的效果，日產液量較高在（4-15m3之間），含水不高（在50%-75%之間）。這種壓裂工藝的突破，對今后新區邊緣井的開發具有很大的指導作用。

孚盛砂壓裂：

孚盛砂具有透油阻水的特點，即“增大水的界面張力，降低油的界面張力”，其表現為在常壓下可以透油不透水，在加壓的情況下，油的滲透率為水的滲透率的三倍。

2010年子北采油廠開展了孚盛砂壓裂試驗，選取4組計8口新井用孚盛砂和石英砂對比，其中子北油田玉家灣區3217井組穩油控水效果明顯。對3217-1用孚盛砂壓裂，另外對3217-4采用石英砂壓裂進行效果對比。

采用孚盛砂壓裂井產液、含水與普通石英砂壓裂對比顯示，3217-1含水率明顯比3217-4井低10%左右，孚盛砂產液較好，日平均含水比比較穩定，3217-4井含水有上升趨勢。總體來看，孚盛砂壓裂在解決如何有效開發底水發育的油藏中起到了一定作用，穩油控水的效果比較明顯，產油量有了較明顯的提高。

4.2 注水區高含水井治理措施

4.2.1 注采系統不完善的高含水井治理措施

注水井網調整：

路家寺注水區的注采系統調整迫在眉睫，為使所有油井得到控制，建議建議適當增加注水井的數量，以完善注采系統.根據前述注采井之間的關系、沉積微相的展布等，為了提高波及體積及面積，建議進行井網完善。

注水層位調整：

如果注水井的注水層位與油井的開采層位保持一致，則油井見效更快，產量增高，穩產時間亦長，而如果注水層位與油井開采層位不一致，則有可能使得油井在無其他增產措施下無法提高采收率，建議的注水井：2030 、3040由原長61變注長62；2071由原長63變注長61等。

轉注及恢復停注井：

對于注采系統不平衡的區塊、有采無注的區塊等，進行采油井轉成注水井。建議把產量不好以及無產量的以下幾口油井轉注：2137、3130、2016、2051、2129、3043、3081井等。積極引進新工藝恢復停注井，在套破水井上實施下小套管工藝恢復注水。結合反九點井網逐步實施油井轉注，提高全油田注采對應率，提高水驅油效率，最終提高采收率。雖然成本比較高，但是這是必由之路。

開采層位調整：

對于還未開采的有效層位，如：長4+5、長63、長64油層組，建議進行選擇性開采。長62及長61中仍有未動用的油層，是下一步的挖潛層。根據注采井之間的對應關系，進行補孔，提高動用程度及波及體積。

4.2.2 對應的注水井地層條件差的高含水井治理措施

對因污染堵塞的注水井實施解堵，在非均質較嚴重的區域實施水井調剖、油井堵水，改善注采剖面，控制高滲大孔道，使含油比較富集的低滲層充分發揮采油潛力，提高油層利用率，降低區域綜合含水。

針對含水率較高的油井，對應附近的注水井而采取相關措施，大力發展堵水調剖技術，是我國原油穩產高產的一項行之有效的技術措施，應用最廣的是大分子聚合物類堵水調剖劑。本研究區2044、2238、3001、理230、2082、2085等油井含水率較高，對應的注水井為：2048、2080、理252、3017、3005、2059等，建議的堵水調剖的注水井有2048、理252、3017、3005。

5 結論及認識

1）油層孔喉細小、比表面積大、滲透率低、油源不足是油田高含水的主要原因；

2）對于非注水區油井高含水可以采取以下治理措施：開采層位調整，措施調整，確定合理的初期產能，制定合理的采油速度，制定合理的生產壓差，優化壓裂工藝；

3）對于注水區油井高含水可以采取以下治理措施：注水井網調整，堵水調剖，注水層位調整，制定合理的注水強度和注采比，選擇合理的注水時機。

[1]薛國強，劉金寶，等.子北采油廠志.吉林電子出版社，長春：2010：56-82.

[2]趙靖舟，時保紅，等.鄂爾多斯盆地高含水油藏李家岔長6油藏成藏機理.蘭州大學學報（自然科學版），2008，8：14-16.