歡西稠油油藏水淹規律研究

何明欣

摘要：歡西稠油油藏類型多為邊底水油藏，油水關系非常復雜。區塊開發目前存在的主要問題是油層水淹嚴重，而水淹井（井區）仍存在較大的剩余油潛力。通過深入的地質研究，加強監測資料的錄取，對稠油區塊的水淹規律已經有了一定的認識。

關鍵詞：水淹；歡西油田；稠油

【分類號】TE328

前 言

歡西油田稠油藏是復雜的斷塊油藏，分布在遼河斷陷西部凹陷西斜坡的上臺階，共有區塊13個，19個開發單元，油藏類型多為邊底水油藏，由于受構造和油層物性的形響，油水關系非常復雜。歡西稠油1979年開始開發，目前都已進入吞吐后期，區塊目前存在的主要問題是油層水淹嚴重，幾年來雖然在水淹區提高油汽比上作了一些工作，油汽比下降的速度有所減緩，但還沒有找到切實可行的辦法。本文通過對近幾年工作的總結，對稠油油藏水淹規律進行了初步研究。

油藏基本地質特點

歡西油田稠油藏是復雜的斷塊油藏，分布在遼河斷陷西部凹陷西斜坡的上臺階，主要受四條NEE向三級斷層控制，分布在二個斷階帶上，共有區塊13個，19個開發單元，每個區塊內部又發育多條次一級斷層，使區塊內部構造進一步復雜化。到目前為止已發現四套含油層系，自下而上依次為蓮花油層、大凌河油層、興隆臺油層、于樓油層。含油面積31.37Km2，地質儲量12160×104t，油藏埋深在660m—1286m。油層物性差異大，有效厚度在10.0m—24.0m。孔隙度在19%--37.49%，滲透率0.39μm2—1.2μm2。原油物性差別也比較大，原油密度在0.945g/cm3—0.9945g/cm3，地層原油粘度在420mpa.s—85981mpa.s，含蠟量1.76%--4.18%，膠質十瀝青質含量22.32%--46.1%，地層水為NaHCO3型，油藏類型多為邊底水油藏，但由于受構造和油層物性的形響，油水關系非常復雜。

當前開發中的主要矛盾

1井況差

2油層壓力水平低

3油層水淹嚴重

4油井出砂嚴重

5縱向油層動用不均勻

稠油油藏水淹規律研究

3.1、含水及壓力變化形勢

3.1.1、含水變化形勢

由于歡西稠油區塊多為邊底水油藏，因邊底水侵入，區塊綜合含水從1991年開始大幅度上升，而且上升較快，見水井逐年增多，1990年12月綜合含水37.8%，到1993年6月上升到58.7%，1993年12月62.1%，1995年6月69.3%，1999年12月75.9%，到目前為止含水穩定在75%左右。

3.1.2、壓力變化形勢

1984—1989年3月油藏大幅度壓降。該階段油井處1—3周期生產，地層壓力水平高，周期采注比高達2.1—4.0t/t，高采注比使油層產生較大虧空，造成大幅度降壓，壓降速度0.85—1.05Mpa/年。

1989年4月—1993年6月油層壓力逐步回升階段，由于吞吐前期內部總壓降較大，在油層與邊底水層之間產生較大壓差，受壓差作用邊底水迅速侵入油層，水侵速度大于排液速度，使地層水彌補油層虧空，故此油層壓力回升。壓力由7.5Mpa回升到9.2Mpa，回升了1.7Mpa。

1994年7月—目前，油層壓力緩慢下降階段。目前地層壓力分布還很不均勻，油層內部最低壓力只有2.16Mpa左右，一般在3—5Mpa之間，靠近邊水方向壓力較高，最高壓力達7.0Mpa以上，一般在6.5—7.5Mpa之間，其他周邊地區油層壓力水平相對也較高，一般在6.0Mpa左右。

3.2油井見水類型及判別方式

3.2.1油井見水類型

油井見水分三種類型：

第一類為邊底水推進所至，由于不同區塊邊水能量的大小的不同，油井見水后生產特點不一。

第二類為解釋油層有誤，油層解釋偏高，砂礫巖水層解釋為油層，射開夾層水或避底水厚度較薄油井，油井見水后，含水一般高于于60%，吞吐效果差。

第三類為斷層引進水及管外竄槽井，油井見水后，含水迅速上升，且居高不下，不僅影響油井產量，并且再吞吐效果變差。

3.2.2見地層水井的確定方法

只有準確辨別出油井是否見地層水，才能計算水侵速度、水侵量，掌握水侵動態變化，現場經過大量的實踐總結，不斷摸索形成了多種可靠的辨別油井見地層水的方法：

一是曲線法，通過大量的吞吐采油特征曲線分析，未見地層水吞吐開采其產液、含水曲線總是呈下降趨勢；二是計算法；第三種方法是水性分析法，根據地層水礦化度等參數的變化判別。

3.3水侵方式及水侵量的計算

3.3.1水侵方式

根據油井水淹動態分析，我們認為有三種水侵方式：一是邊水形式侵入。二是斷層竄流形式侵入。第三種是管外串槽形式侵入。

3.3.2水侵量概算

據物質平衡原理，建立如下水侵量方程：

We=V0+Vw-VI-K△P

式中：Vo—累產油量（地下體積）×104m3

Vw—累產地層水量×104m3

Vi—累積存水量（冷凝水）×104m3

K—彈性階段產率×104m3/ Mpa

△P—總壓降Mpa

We—總水侵量 ×104m3

上式計算中關鍵是求取K值，通過作V虧--△P關系曲線，以最初直線作為彈性開采段，其斜率為彈性產率，可求得K值。

至于Vw=累產水量—累積回采水量

Vi=累積注汽量—累積回采水量及損失量

如果注汽損失量忽略不計，Vw—Vi=累產水量—累注汽量。也就是累積回采水量計算結果不影響水侵量計算結果，但為方程運算的嚴肅性和過程的完整性，據現場統計結果，依周期遞增變化，累積回采水率取60%，進行計算。

3.4油層水淹規律及見水原因分析

如前所述，邊底水內侵是油層水淹的主要特征，油層水淹成指狀、舌狀推進為主。導致邊底水內侵的原因：油藏邊底水水體大，非常活躍，由于吞吐采油是降壓采油的過程，對于邊底水油藏導致油藏內部壓力分布的不均衡，邊部壓力高于內部壓力，邊底水內侵快。通常油井生產初期含水較低，生產3-6月后見地層水，再經過2-3個周期的吞吐采油，含水迅速上升，嚴重影響吞吐效果。大量實踐表明，油層水淹后，油層電阻率、介電性質、陽離子交換量、自然電位、人工電位、聲學性質及物理性質均發生變化，且地層性質、注入水礦化度與注入量的不同導致測井參數的變換規律也不相同。具體造成油層水淹的原因主要有以下四方面：

1原油粘度相對較大。

2儲層非均質性嚴重，沿高滲帶方向地層水呈指進或錐進，油井見水早。

3斷層封閉性較差，生產過程中，下部地層水沿斷層面向上侵入油層，造成油層水淹。

4在蒸汽吞吐開發過程中，造成油藏內部壓力分布不均衡，邊部壓力高于內部壓力，通常油井生產初期含水較低，生產3-6月后見地層水，再經過2-3個周期吞吐采油，含水率迅速上升，嚴重影響吞吐效果。

結論

（1）稠油水淹平面上具有“指進”和“舌進”的特點，且受到沉積微相的控制；縱向上具有單層水淹的特點，且并非從下至上逐層水淹。

（2）稠油區塊水淹規律和油井的水淹特點受地層的沉積相的影響。