塔河12區奧陶系油藏初期產水主控因素及措施

劉坤巖，鄔興威，鄭松青，韓 東，司朝年

(中國石化石油勘探開發研究院，北京 100083)

0 引言

塔河油田12區奧陶系油藏位于阿克庫勒凸起西北翼斜坡區，該區經歷多期構造、巖溶作用，裂縫、不同規模的溶蝕孔洞形成了油氣主要儲集空間。該油藏埋深大、巖溶期次多、非均質性嚴重、原油重質高黏[1]。目前油田已經進入中高含水期，單井含水上升快、產量遞減嚴重，高含水井比例高，開采井的出水原因尚不明確，出水規律難以把握。目前，國內外關于油藏產水研究多以油井生命周期為研究對象，研究時段跨度較大，對油藏開發初期產水原因研究較少，也很少涉及古河道、井型設計等因素。因此，以塔河12區奧陶系縫洞型稠油油藏為研究對象，深入研究單井投產初期(0～90 d)高含水主控因素及主要措施。

1 單井投產初期高含水主控因素

1.1 構造位置

研究區區域構造變形作用強烈，奧陶系斷裂系統復雜，發育多條北東、北西向深大走滑斷裂[2－5]。古地貌研究發現，塔河12區北東區域古構造高部位一間房組和部分鷹山組地層因構造抬升遭受地層剝蝕嚴重[6－7]，尤其在斷裂及派生裂縫集中發育部位，地表水沿斷裂面滲入后溶蝕面增大，后期垮塌而形成負向地形;耐蝕部位則形成巖溶殘丘，殘丘頂部發育一定規模斷裂、裂縫，巖溶水沿斷裂溶蝕在殘丘內部形成具有一定規模及連通性的孔洞、溶孔。

在油氣運移過程中，沿深大斷裂向上運移的油氣在中下奧陶統不整合面區域順著連通性較好的次級斷裂及縫合線橫向運移。根據油氣成藏理論，殘丘部位縫洞系統優先捕獲油氣，其中水體被充分驅替，而負向地形部位的水體未被完全驅替而保存下來。

實鉆可知，巖溶洼地部位單井平均初期含水率為81%，巖溶殘丘部位初期單井平均含水率為4%。在殘丘發育區域，局部殘丘部位的投產井初期含水率較低;局部構造洼地等負向地形部位的投產井初期測試為出水井或高含水井，證實了構造位置對油井初期含水率具有重要影響。

1.2 古河道

通過古地貌恢復、敏感地震屬性提取開展古河道刻畫。研究結果表明:研究區奧陶系分布有多條復雜地表水系，發達的地表水系能夠促進河床底部及側岸巖溶，形成橫向連通性較好的儲集空間[8－9]。

在油氣運移過程中，沿深大控源斷裂向上運移的油氣在不整合面區域與古河道中砂礫巖體相匹配，河道側岸處于捕獲油氣的有利位置，油氣充注程度較高;河道槽谷部位的砂礫巖體雖然具備儲集空間，但位于捕獲油氣的不利位置，且該部位水體能量較高，油氣充注程度較低[10－12]。同時，槽谷及側岸低部位的儲集體在完井后的酸化壓裂過程中易溝通河道中的水體，一旦見水，水體會在短時間內占據原油的流動通道，油井含水率會迅速上升，甚至產生暴性水淹現象(圖1)。

圖1 古地表河發育區油氣富集模式

實鉆證明:位于河道側岸上部的油藏單井產能較高，生產初期大多含水率較低，開發效果較好;位于河道側岸下部或河床槽谷部位的油藏單井產量較低，初期含水率較高甚至達到100%，開發效果較差。

1.3 儲集體特征

1.3.1 儲集體發育程度較低

在巖溶覆蓋區，斷裂控制的裂縫型儲集體后期溶蝕改造程度有限，儲集空間相對較小，在油氣充注過程中油體規模較小。同時由于油質黏稠，單井完鉆后實施的酸化壓裂措施易溝通油藏下部底水從而形成水流優勢通道，井筒見水后含水會快速上升[13－14]。

典型裂縫型投產井開展統計分析表明(表1)，裂縫型儲集體可采儲量普遍較低，均位于經濟可采儲量門限值(2×104t)以下，投產井初期含水率為30% ～99%。

1.3.2 儲集體距風化面垂向距離較遠

在油氣沿不整合面橫向輸導過程中，距T74風化面垂向距離較近的儲集體優先捕獲油氣，垂向距離較遠的縫洞儲集體油氣捕獲程度較低，造成該部位水體驅替程度弱，縫洞殘留水體發育，該類儲集體在開發過程中通常被認為是高含水層或水層。

表1 受儲集體類型影響的典型高含水井統計

實鉆證明:鉆遇距風化面位置較深(約大于100 m)儲集體投產井初期含水率較高(75%～100%)，可采儲量較低(小于500 t);鉆遇距風化面位置較近(小于100 m)儲集體單井初期含水率均較低(小于38%)。

1.3.3 井孔儲集體位于洞穴低部位

洞穴型儲集系統儲集體上部空間較大，下部由于溶蝕程度較低及充填物等因素影響，儲集空間相對有限[12]，在油氣充注過程中，可能導致儲集體低部位油氣未有效充注，或者由于后期油水重力分異作用，洞穴高部位油氣富集，低部位水體發育，水體賦存類型為洞穴底部殘留水。

實鉆證明:井孔儲集體位置偏低的單井生產初期通常表現為較高含水率。TH12410井(投產初期含水率為60%)和TH12323井(投產初期含水率為100%)均屬于此類型。

1.4 井型設計

張克銀[14]認為塔河油田中下奧陶統頂面(T74)不整合面縱向上可劃分為:風化殘積層、滲流層和潛流層，其中滲流層位于不整合面之下2～80 m，發育垂直溶孔或針狀溶孔的溶蝕孔洞層，孔洞發育具有縱橫向上的非均質性。采用直井開發該類型儲集體后，在鉆井過程中，針狀溶孔、溶蝕孔洞層儲集體鉆遇率較低，降低了油氣采收率，同時直井酸化壓裂易溝通周緣殘留水體，單井生產初期表現為高含水;采用水平井或大斜度井開發模式后，則針狀溶孔鉆遇率大幅度提高，投產井初期含水明顯降低。

實鉆證明:風化殼型溶蝕孔洞儲集體直井生產初期通常表現為較高含水率。TH12369井(投產初期含水率為90%)和TH12360井(投產初期含水率為79%)均屬于此類型。

2 降水增油措施

2.1 殘丘高點側鉆

TH12336井位于12區東部暴露巖溶發育區，該井T74頂深為5998 m，鉆井揭開中—下奧陶統71 m，對 T74下14～71 m井段進行裸眼酸化壓裂，試油結論定為供液充足水層。TH12336井在巖溶洼地部位，采取殘丘高點側鉆的措施，實施后，初期含水率由100%降到0，初期日產油量由0.0 t/d增至15.2 t/d，計算可采儲量為1.3×104t。

2.2 縫洞體高點側鉆

TH12410井位于12區西部F1主控斷裂帶上，該井T74頂深為6560 m，鉆井揭開中—下奧陶統80 m，對 T74下16～89 m井段進行裸眼酸化壓裂，試油結論定為“低產油層”，初期含水為60%，因井筒高含水而關井。TH12410井處于大型洞穴低部位，其井孔位置位于油水界面以下，采取對儲集體高部位側鉆的措施，實施后，初期含水率由60%降到20%，初期日產油量由10.4 t/d增至25.3 t/d，計算可采儲量為2.9×104t。

2.3 水平井

TH12369井位于塔河12區F3斷裂帶東部風化殼型溶蝕孔洞發育區，該井T74頂深為6019 m，鉆井揭開中—下奧陶統126 m，對T74下40～80 m井段進行裸眼酸化壓裂，開井含水率為90%而關井。針對欠發育的風化殼型溶蝕孔洞儲集體，采用大斜度井或水平井開發措施，部署側鉆水平井TH12369CH，實施后，初期含水率由90.0%降到7.2%，初期日產油量由6 t/d增至66 t/d，計算可采儲量為2.03×104t。

3 結論

(1)塔河油田12區油藏開發初期產水主控因素有儲集體類型、構造位置、古河道、井型設計等。

(2)塔河油田12區產水特征具有明顯的分區性，即負向地形發育區、裂縫發育區、古地表水系發育區。在開發井位部署中宜規避上述高風險區域。

(3)塔河12區奧陶系油藏采取殘丘高點側鉆、縫洞體高點側鉆、部署水平井措施后，降水增油效果顯著。

[1]王林.塔河12區奧陶系碳酸鹽巖油藏開發地質特征研究[D].成都:成都理工大學，2012.

[2]顏其彬，陳培元，楊輝廷，等.塔河油田4區縫洞型碳酸鹽巖儲層建模[J].大慶石油地質與開發，2013，32(6):48－52.

[3]朱蓉，樓章華，魯新便，等.塔河油田縫洞單元地下水化學特征及開發動態[J].石油學報，2008，29(4):567－572.

[4]李隆新，吳鋒，張烈輝，等.縫洞型底水油藏開發動態數值模擬方法研究[J].特種油氣藏，2013，20(3):104－107.

[5]熊波，雷群.應用數值模擬方法分析水平井井網高含水原因[J].科技導報，2013，31(31):48－52.

[6]康志宏.塔河碳酸鹽巖油藏巖溶古地貌研究[J].新疆石油地質，2006，27(5):522 －525.

[7]云露，蔣華山.塔河油田成藏條件與富集規律[J].石油與天然氣地質，2007，28(6):768－775.

[8]榮元帥，李新華，劉學利，等.塔河油田碳酸鹽巖縫洞型油藏多井縫洞單元注水開發模式[J].油氣地質與采收率，2013，20(2):58 －61.

[9]李鵬，等.塔河油田縫洞型油藏單井生產規律[J].大慶石油地質與開發，2013，32(1):91－96.

[10]張希明.新班塔河油田奧陶系縫洞型油藏特征[J].石油勘探與開發，2001，28(5):32－36.

[11]苗青，周存儉，羅日升.碳酸鹽巖裂縫型油藏裂縫預測及建模技術[J]. 特種油氣藏，2014，21(2):37 －40.

[12]肖玉茹，何峰煌，孫義梅.古洞穴型碳酸鹽巖儲集體特征研究——以塔河油田奧陶系古洞穴為例[J].石油與天然氣地質，2003，24(1):75－80.

[13]王俊明，肖建玲，周宗良，等.碳酸鹽巖潛山儲集體垂向分帶及油氣藏流體分布規律[J].新疆石油地質，2003，21(2):210 －213.

[14]張克銀.塔中古隆起多旋回構造演化與油氣多期動態成藏[D].成都:成都理工大學，2006.