姬塬油田R區(qū)D1油藏水驅(qū)控制因素研究及治理對(duì)策探討

楊健，王軍鋒，許志雄，黃新翠，蔡濤，劉輝林，田發(fā)金，劉可，范鵬

（中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川750006）

姬塬油田R區(qū)D1油藏水驅(qū)控制因素研究及治理對(duì)策探討

楊健，王軍鋒，許志雄，黃新翠，蔡濤，劉輝林，田發(fā)金，劉可，范鵬

（中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川750006）

為提高R區(qū)D1油藏注水開(kāi)發(fā)效果，本文針對(duì)R區(qū)D1油藏水驅(qū)控制因素進(jìn)行研究并提出下步治理方向，通過(guò)儲(chǔ)層物性特征分析及動(dòng)態(tài)特征分析，充分結(jié)合動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)資料應(yīng)用及水驅(qū)效果分析認(rèn)為該區(qū)D1油藏水驅(qū)動(dòng)力為混合水驅(qū)，受底水及注入水雙重作用。該區(qū)水驅(qū)主要受控因素較多，各部位水驅(qū)見(jiàn)效受控因素及見(jiàn)效見(jiàn)水受控因素不同，主要受控因素有儲(chǔ)層平面非均質(zhì)性、層內(nèi)非均質(zhì)性影響、層內(nèi)隔夾層影響、與底水接觸關(guān)系影響、初期改造方式不同影響、射孔完善程度不同影響。結(jié)合不同部位的不同受控因素，提出各部位合理的治理措施及治理方向。

水驅(qū)；控制因素；治理對(duì)策

R區(qū)D1油藏主砂體方向呈北西南東向展布，油層較穩(wěn)定，含油性好。油藏中部存在構(gòu)造鞍部，含油性變差，兩側(cè)鼻隆帶含油性較好，屬于巖性～構(gòu)造底水油藏，油層厚度較大［1，2］。D1平均砂體厚度34.63 m，D11砂體厚度15.76 m，已動(dòng)用含油面積20.6 km2，地質(zhì)儲(chǔ)量1 128.94×104t。D12發(fā)育為水層。

1　儲(chǔ)層特征

1.1巖性特征

R區(qū)D1油藏以長(zhǎng)石砂巖為主，少量巖屑長(zhǎng)石砂巖。填隙物成分有水云母、綠泥石、方解石、鐵方解石、濁沸石及硅質(zhì)等，含量15%左右。粒度主要以細(xì)砂巖、中-細(xì)砂巖為主，其次為粉-細(xì)砂巖，分選較好。

沉積物的粒度分布特征可直接提供沉積時(shí)的水動(dòng)力條件。R區(qū)D1油藏為辮狀河三角洲平原沉積，辮狀河三角洲平原粒度曲線常見(jiàn)的為二段式，其中跳躍組分含量90%，斜率60°，懸浮組分含量約10%，代表分流河道砂巖，水動(dòng)力條件較強(qiáng)。

圖1　D1油藏孔隙度-滲透率交匯圖

圖2　D1儲(chǔ)層聲波時(shí)差-孔隙度關(guān)系圖

1.2儲(chǔ)層物性特征

R區(qū)D1儲(chǔ)層平面、剖面非均質(zhì)性較強(qiáng)。D1油藏孔隙度分布在3.5%～16.5%，平均為12.1%，中值為12.6%（見(jiàn)圖1），主要分布在10%～15%。滲透率分布在0.01 mD～39.0 mD，中值為1.92 mD（見(jiàn)圖2），主要分布在0.5 mD～10.0 mD，按照碎屑巖儲(chǔ)層孔隙度、滲透率劃分標(biāo)準(zhǔn)，本區(qū)D1儲(chǔ)層主要屬低孔-特低滲儲(chǔ)層，含少量低孔低滲儲(chǔ)層。

1.3斷層發(fā)育情況

R區(qū)D1油藏?cái)鄬虞^為發(fā)育，均為正斷層，多以地塹式組合出現(xiàn)，識(shí)別7條斷層，斷距為15 m～45 m，斷層延伸長(zhǎng)度為3 km～5 km，方向?yàn)楸蔽魑飨颍黧w為北西-南東向展布。

油藏分布在鼻狀構(gòu)造隆起帶上，受斷層影響，斷層下降盤(pán)油藏不發(fā)育。在斷層的影響下油藏重新調(diào)整。

1.4砂體連通性

R區(qū)小層微相發(fā)育齊全，屬辮狀河三角洲平原沉積，微相有分流河道、天然堤、分流間洼地，其中分流河道和分流間洼地最為發(fā)育。D1油藏砂體發(fā)育好，平均小層厚度47.89 m，砂體厚度34.63 m，其中D11平均小層厚度23.07 m，砂體厚度15.16 m，D12平均小層厚度24.82 m，砂體厚度19.47 m。

斷層相隔部位，即不受斷層影響部位，砂體連通性好，且構(gòu)造變化較緩，油層連通性較好，油水井對(duì)應(yīng)關(guān)系明確。但是在沉積微相上靠近河道側(cè)翼和分流間灣的邊井，連通程度差。

1.5儲(chǔ)層非均質(zhì)性

儲(chǔ)層非均質(zhì)性較強(qiáng)。平面非均質(zhì)性：D11儲(chǔ)層平面非均質(zhì)性較強(qiáng)，油藏中部?jī)?chǔ)層物性相對(duì)較好，邊部物性變差。孔隙度分布在3.5%～16.5%，平均為12.1%，如滲透率分布在0.01 mD～39.0 mD，平均為1.61 mD。

剖面非均質(zhì)性：D11儲(chǔ)層單砂體內(nèi)部滲透率的變化比較復(fù)雜，有正韻律型、反韻律型以及由正、反韻律疊加組成的復(fù)合韻律型3種類型，以復(fù)合正韻律型為主。

2　目前水驅(qū)效果評(píng)價(jià)

2.1目前水驅(qū)效果評(píng)價(jià)

注水開(kāi)發(fā)后，隨著采出程度增加，含水規(guī)律性上升；逐漸強(qiáng)化注水，存水率逐漸上升；由于注水開(kāi)發(fā)時(shí)間短，水驅(qū)指數(shù)、耗水率隨著采出程度的增大上升較快，水驅(qū)指數(shù)較低。

東部注水開(kāi)發(fā)后，含水快速上升，持續(xù)優(yōu)化注水政策，開(kāi)展剖面治理，目前含水隨采出程度增加規(guī)律性上升；存水率逐漸上升；但水驅(qū)指數(shù)、耗水率隨著采出程度的增大上升較快。

中部注水開(kāi)發(fā)后，目前含水保持穩(wěn)定，與油藏東部存水率相近，但水驅(qū)指數(shù)、耗水率大于油藏東部，水驅(qū)效果較油藏東部差。

西北部、西南部注水開(kāi)發(fā)時(shí)間較短，存水率為負(fù)值，耗水率逐漸增大，主要靠自然能量補(bǔ)充，目前注水開(kāi)發(fā)水驅(qū)效果較差。

R區(qū)D1油藏前期依靠自然能量開(kāi)發(fā)，彈性能量水驅(qū)；投入注水開(kāi)發(fā)后，混合能量水驅(qū)（底水、注入水），但是水驅(qū)指數(shù)及存水率較小，說(shuō)明注入水驅(qū)動(dòng)未占主導(dǎo)地位，開(kāi)發(fā)效果很差；逐漸強(qiáng)化注水，水驅(qū)指數(shù)上升，存水率緩慢遞增，目前區(qū)塊累計(jì)注采比僅為0.68，開(kāi)發(fā)效果有所改善。

2.2壓力保持水平、水驅(qū)動(dòng)用程度評(píng)價(jià)

水驅(qū)動(dòng)用程度由58.6%上升到60.4%，平均吸水厚度由6.57 m上升到6.64 m，油藏東部、中部水驅(qū)動(dòng)用程度較西北部、西南部高，但保持水平仍較低。水驅(qū)動(dòng)用程度平面分布不均矛盾突出。

地層能量保持水平由81.3%下降到75.4%，油藏東部、中部水驅(qū)動(dòng)用程度較西北部、西南部高，但油藏東部、中部壓力有所下降。壓力保持水平平面分布不均問(wèn)題突出。

3　水驅(qū)受控因素分析

3.1儲(chǔ)層物性影響

R區(qū)D11儲(chǔ)層物性主要受沉積作用的控制，油藏中部沿主河道方向儲(chǔ)層物性相對(duì)較好，向河道兩側(cè)物性變差。

A2井位于河道中部，A3井位于河道側(cè)翼，D11層儲(chǔ)層物性剖面對(duì)比來(lái)看，A2井D11滲透率級(jí)差3.48，A3井D11滲透率級(jí)差4.85，A2井與A3井對(duì)比，較為均勻。A2井歷年吸水剖面變化圖可看出，水驅(qū)動(dòng)用程度逐年上升，由50.5%上升到62.7%再上升到63.5%，且相對(duì)較為均勻；A3井歷年吸水剖面變化圖可看出，水驅(qū)動(dòng)用程度逐年下降，由73.3%下降到21.9%，且高滲段吸水量逐漸加大，吸水狀態(tài)逐漸轉(zhuǎn)變?yōu)榧夥鍫钗拭嫠?qū)問(wèn)題逐漸加劇，導(dǎo)致井組油井含水上升速度加大。

3.2底水接觸影響

R區(qū)D1油藏局部底水連片發(fā)育，油水層之間具有穩(wěn)定層：油、水層之間直接接觸，通過(guò)平面分布圖可看出，與底水直接接觸類井主要分布在區(qū)塊西北部、中北部、東南部和南部，比例為32.3%；與底水間存在0 m～2 m隔層類井以條帶狀分布在西部和中部，比例最小，為7.7%；與底水隔層大于2 m類井比例最大，為60%，在區(qū)塊西南部、東部呈連片狀分布，西北部零星分布。

3種接觸類型初期遞減差別較大（見(jiàn)圖3），前3個(gè)月初期遞減相近，前6個(gè)月與底水隔層大于2 m類井遞減最大23.7%，前9個(gè)月遞減持續(xù)增大，但遞減增大速度有所下降，前12個(gè)月遞減緩慢下降，分析認(rèn)為底水隔層大于2 m井初期無(wú)彈性能量補(bǔ)充，持續(xù)遞減，后期轉(zhuǎn)注水開(kāi)發(fā)后，能量保持水平緩慢上升，降低遞減；與底水直接接觸類井和與底水間存在0 m～2 m隔層類井前12個(gè)月遞減緩慢上升，但相對(duì)較小，說(shuō)明前期靠彈性能量水驅(qū)，轉(zhuǎn)為注水開(kāi)發(fā)后，為混合能量水驅(qū)（見(jiàn)表1）。

圖3　不同接觸類型前12個(gè)月遞減變化圖

表1　D1油藏分類見(jiàn)效統(tǒng)計(jì)表

注水開(kāi)發(fā)后，隔層大于2 m類井見(jiàn)效比例較大，且見(jiàn)效見(jiàn)水比例較小，見(jiàn)效周期相對(duì)較短，主要受注入水水驅(qū)；與底水直接接觸類井和與底水間存在0 m～2 m隔層類井見(jiàn)效比例及見(jiàn)效周期相近，主要受底水能量水驅(qū)。

3.3隔夾層影響

根據(jù)巖心觀察資料及測(cè)井資料分析，D1儲(chǔ)層層內(nèi)夾層發(fā)育普遍，主要有泥質(zhì)夾層和鈣質(zhì)夾層兩種類型，以泥質(zhì)夾層為主。通過(guò)對(duì)單井夾層的識(shí)別研究，24%的井D1砂體中無(wú)夾層發(fā)育，發(fā)育夾層的井?dāng)?shù)占總井?dāng)?shù)的76%。有夾層發(fā)育的井其夾層數(shù)一般為1～2個(gè)，厚度一般為0.5 m～3 m，平均為1.82 m。

在平面上油藏南部比北部夾層較發(fā)育，厚度較大；東部比西部夾層更為發(fā)育。縱向上，夾層厚度較大區(qū)域夾層頻率較高，東南部、中南部局部夾層頻率較高，發(fā)育兩個(gè)夾層以上。

夾層縱向分布頻率高的井見(jiàn)效效果差。夾層頻率較高的區(qū)域夾層厚度普遍較高，見(jiàn)效井主要分布在夾層頻率較小的區(qū)域，鉆遇夾層頻率大于2的井有9口，未見(jiàn)效井8口，1口微見(jiàn)效。

A4井與A5井均為壓裂投產(chǎn)井，射孔程度均為20%，且初期改造參數(shù)相近，A4井發(fā)育0.5 m夾層，A5井發(fā)育兩個(gè)隔夾層，1個(gè)0.6 m夾層，1個(gè)3.5 m隔層，從吸水剖面狀態(tài)可看出，A4井吸水厚度8.1 m，水驅(qū)動(dòng)用程度83%，A5井吸水厚度3.5 m，水驅(qū)動(dòng)用程度40%，A4井水驅(qū)效果較好，可以得出夾層分布頻率高或夾層厚度大于2 m井，井組水驅(qū)效果較差。

3.4平面非均質(zhì)性影響

根據(jù)滲透率非均質(zhì)參數(shù)的計(jì)算結(jié)果，R區(qū)D11儲(chǔ)層物性的平面非均質(zhì)性較強(qiáng)，單井滲透率變異系數(shù)達(dá)0.84，突進(jìn)系數(shù)達(dá)8.6，級(jí)差達(dá)58.8。從滲透率KH頻率分布柱狀圖等值圖可以看出（見(jiàn)圖4），主要分布于10～25，平面KH分布不均。從滲透率級(jí)差平面分布圖可看出，油藏滲透率平面分布不均，西南部最高，油藏中部較油藏邊較好，平面非均質(zhì)性較強(qiáng)。

圖4　D11油藏KH頻率分布柱狀圖

由于儲(chǔ)層平面非均質(zhì)性強(qiáng)，滲透率、孔隙度等儲(chǔ)層物性較好部位初期產(chǎn)能相對(duì)較高，但由于水驅(qū)不均影響，受效不均，造成油藏油井含水上升或持續(xù)遞減，從井組水驅(qū)前緣測(cè)試結(jié)果可看出，位于優(yōu)勢(shì)方向上的油井緩慢注水見(jiàn)效，遞減趨勢(shì)受控。位于主次優(yōu)勢(shì)水驅(qū)方向上，水驅(qū)前緣發(fā)展趨勢(shì)不明顯，距離水驅(qū)前緣比較遠(yuǎn)，見(jiàn)到注水效果應(yīng)該比較微弱，不在水驅(qū)主次優(yōu)勢(shì)方向上的油井無(wú)見(jiàn)效趨勢(shì)。

3.5層內(nèi)非均質(zhì)性影響

由于該區(qū)D1油藏儲(chǔ)層單砂體內(nèi)部滲透率的變化比較復(fù)雜，有正韻律型、反韻律型以及由正、反韻律疊加組成的復(fù)合韻律型3種類型，導(dǎo)致剖面水驅(qū)效果較差，以復(fù)合正韻律型為主。

R區(qū)D1油藏水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度逐年增加，但保持水平較低，結(jié)合區(qū)塊注水井吸水剖面可看出，多數(shù)尖峰狀吸水，剖面吸水狀況較差（見(jiàn)圖5）。D1油藏吸水狀況逐漸變差，2014-2015年尖峰狀吸水占所測(cè)總井?dāng)?shù)43.5%，水驅(qū)不均現(xiàn)象突出，水驅(qū)動(dòng)用程度較低，略有下降，由54.2%下降到53.5%，平均吸水厚度由6.2 m下降到6.0 m（見(jiàn)圖6）。

圖5　D1歷年水驅(qū)動(dòng)用程度/控制程度圖

圖6　D1吸水剖面分類型統(tǒng)計(jì)圖

3.6改造方式影響

R區(qū)D11儲(chǔ)層依據(jù)與底水接觸關(guān)系及隔夾層頻率/厚度不同，采取不同改造方式。與底水直接接觸、與底水之間隔夾層小于2 m的井主要采取酸化改造，共計(jì)31口井；與底水相隔2 m以上井主要采取壓裂投產(chǎn)方式，共計(jì)130口井，酸化井主要位于西北部，油藏中部與底水直接接觸部位。

兩種改造方式井見(jiàn)效情況不同，壓裂改造井見(jiàn)效井次68口，見(jiàn)效比例52%，與初期產(chǎn)能對(duì)比，占初期產(chǎn)能70%；酸化改造井見(jiàn)效井次14口，見(jiàn)效比例45%，與初期產(chǎn)能對(duì)比，占初期產(chǎn)能59%，可以看出，壓裂改造井受注入水水驅(qū)作用大于酸化改造井。

R區(qū)D1西北部隔夾層厚度小與油藏中部，主要發(fā)育1段隔夾層，局部發(fā)育2段及以上隔夾層。分隔夾層不同厚度見(jiàn)效對(duì)比圖可看出（見(jiàn)圖7），大于2 m以上隔夾層見(jiàn)效井比例大于其他兩種類型，見(jiàn)效比例：與底水直接接觸見(jiàn)效井比例44%，占初期產(chǎn)能比例58%；存在隔夾層，與底水接觸距離為0 m～2 m見(jiàn)效井比例42%，占初期產(chǎn)能比例66%；與底水接觸距離大于2 m見(jiàn)效井比例52%，占初期產(chǎn)能比例72%。隔夾層發(fā)育不同頻率見(jiàn)效對(duì)比圖可看出（見(jiàn)圖8），發(fā)育1段隔夾層見(jiàn)效井比例大于其他兩種類型，見(jiàn)效比例：發(fā)育1段隔夾層見(jiàn)效井比例53%，占初期產(chǎn)能比例75%；存在隔夾層，發(fā)育2段隔夾層見(jiàn)效井比例47%，占初期產(chǎn)能比例60%；發(fā)育3段及以上隔夾層見(jiàn)效井比例40%，占初期產(chǎn)能比例59%。

圖7　分隔夾層不同厚度見(jiàn)效對(duì)比圖

圖8　隔夾層發(fā)育不同頻率見(jiàn)效情況對(duì)比圖

3.7射孔完善程度影響

R區(qū)D1油藏不同射孔方式對(duì)水驅(qū)效果影響較小，直接射孔井水驅(qū)動(dòng)用程度41.7%（見(jiàn)圖9），酸化改造井水驅(qū)動(dòng)用程度68.6%，壓裂改造井水驅(qū)動(dòng)用程度52.7%，三類不同改造方式井，水驅(qū)動(dòng)用程度整體保持較低水平。從不同改造方式吸水剖面狀況可看出（見(jiàn)圖10），主要以尖峰狀吸水為主，與改造方式關(guān)系較小。

圖9　不同射孔方式射孔程度/水驅(qū)動(dòng)用程度圖

圖10　不同射孔方式吸水狀況柱狀圖

儲(chǔ)層主要受射孔程度低影響，造成水驅(qū)動(dòng)用程度較低，歷年水驅(qū)動(dòng)用程度持續(xù)保持較低水平，目前水驅(qū)控制程度74.8%，水驅(qū)動(dòng)用程度53.5%；且歷年尖峰狀吸水比例高，剖面水驅(qū)不均矛盾突出，A6井射孔完善程度20.1%，歷年水驅(qū)剖面變化情況可看出，吸水剖面逐漸變差，尖峰狀吸水矛盾逐漸加劇，水驅(qū)動(dòng)用程度由47.6%下降到44.3%下降到38.2%下降到37.3%，吸水強(qiáng)度逐漸加大，易造成注入水單向突進(jìn)，造成井組油井受效不均，且含水突升，造成水淹。R區(qū)D1油藏平面水驅(qū)不均現(xiàn)象突出，油藏中部水驅(qū)動(dòng)用程度高于其他部位。

4　結(jié)論

R區(qū)D1油藏為辮狀河三角洲平原沉積，主要屬低孔-特低滲儲(chǔ)層，局部底水發(fā)育油藏。該區(qū)D1油藏水驅(qū)動(dòng)力為混合水驅(qū)，受底水及注入水雙重作用。該區(qū)水驅(qū)主要受控因素為儲(chǔ)層平面非均質(zhì)性、層內(nèi)非均質(zhì)性影響、射孔完善程度、層內(nèi)隔夾層及與底水接觸關(guān)系影響。

（1）與底水直接接觸或隔夾層小于2 m的井，受底水水驅(qū)影響較大，針對(duì)此類井，結(jié)合動(dòng)態(tài)變化情況，適時(shí)優(yōu)化注水政策，調(diào)控生產(chǎn)參數(shù)，避免因底水抬升，造成含水上升，損失產(chǎn)能。

（2）R區(qū)D1油藏大于2 m、且?jiàn)A層出現(xiàn)頻率大于2層的隔夾層對(duì)于注入水的縱向波及具有隔擋作用，在射孔時(shí)應(yīng)射開(kāi)隔夾層下段的儲(chǔ)層。

（3）平面非均質(zhì)性對(duì)D1油藏隔夾層大于2 m的井水驅(qū)效果影響較大，平面水驅(qū)不均，易造成注入水單向突進(jìn)，造成油井含水上升，結(jié)合吸水剖面監(jiān)測(cè)情況，實(shí)施淺層調(diào)剖、暫堵調(diào)剖等剖面治理措施。

（4）由于該區(qū)D1油藏層內(nèi)非均質(zhì)性較強(qiáng)，且該區(qū)水井起頂射孔，針對(duì)夾層厚度較大，且為反韻律及復(fù)合韻律型水井，結(jié)合井組動(dòng)態(tài)變化、吸水剖面監(jiān)測(cè)情況，實(shí)施補(bǔ)孔調(diào)剖措施，提高水驅(qū)控制程度及水驅(qū)動(dòng)用程度。

［1］朱玉雙，曲志浩，孫衛(wèi)，等.低滲、特低滲油田注水開(kāi)發(fā)見(jiàn)效見(jiàn)水受控因素分析－以鄯善油田、丘陵油田為例［J］.西北大學(xué)學(xué)報(bào)（自然科學(xué)版），2003，33（3）：311-314.

［2］許志雄，楊健，等.姬塬油田北部長(zhǎng)9油藏水驅(qū)控制因素分析［J］.石油化工應(yīng)用，2014，33（4）：54-56.

TE357.6

A

1673-5285（2016）10-0046-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.10.012

2016-08-15

楊健，男（1983-），油氣田開(kāi)發(fā)工程師，2007年畢業(yè)于西安石油大學(xué)石油工程專業(yè)，現(xiàn)從事油田開(kāi)發(fā)工作。