吳起油田A井區高含水原因分析

安 曉，李幫軍

（1.西安石油大學，陜西西安 710065；2.延長石油股份有限公司吳起采油廠，陜西延安 717600）

吳起油田A井區高含水原因分析

安 曉1，李幫軍2

（1.西安石油大學，陜西西安 710065；2.延長石油股份有限公司吳起采油廠，陜西延安 717600）

高含水期油田存在的主要問題為：注水井注入水沿儲層滲流阻力小的優勢流場區域無效循環，采油井含水率高，儲層剩余油零散分布，油田開發初期的配產配注參數對于高含水期已經不再適用。因此，本文以吳起油田A井區為例，通過井組及單井分析，結合綜合開發曲線，分析研究區油井高含水原因。研究區高含水的原因既有地質因素又有工程因素，地質原因包括構造、裂縫、儲層非均質性3個方面；工程原因包括超破壓注水、井網適應性以及人工壓裂時機性選擇3個方面。故明確儲層地質特征以及合理的施工方式是低孔低滲油藏開發的先決條件。

高含水；構造；裂縫；超破壓注水；人工壓裂

吳起油田A井區位于伊陜斜坡中南部，晚三疊世沉積環境總體屬于延長組沉積坳陷的中心部位，主力開采層為A4，屬三角洲前緣亞相沉積，水下分流河道比較發育，局部發育分流間灣沉積。儲層巖性以淺灰、灰色中－細粒長石巖屑砂巖為主。砂巖的主要礦物成分為長石。油藏的原始地層壓力為13.32 MPa，油層平均地面原油密度為0.88 g/cm3，含油飽和度為23%，地層壓力系數0.45，平均孔隙度為11%，屬于低壓低孔特低滲油藏。孔隙組合類型為粒間孔-溶孔組合，粒間孔是本研究區延長組儲層的主要孔隙類型，這種孔隙一般孔徑較大，分布范圍在0.05 mm～0.1 mm，屬于典型的大孔隙儲層。

A井區于2008年投入注水開發，油井數和水井數明顯增加，共投入油井267口，水井34口，平均單井日產液2.8 m3，平均單井日產油1.9 m3，含水率為31%，平均單井日注水量7.2 m3。截止目前，整體油井含水率較低，但已有17.6%的井進入高含水階段，應對高含水井進行分析，找出高含水原因，并在后期開發中提出相應措施進行調整。A井區于2004年開始滾動開發，主要開發層位有A4、A5、A6。2005年有6口油井投產，平均單井日產液量為3.9 m3，平均單井日產油為1.3 m3。2006年有79口油井投產，隨著開發年限的增加，投產的油井數量不斷增加。2007年共投產油井201口，平均單井日產液4.7 m3，平均單井日產油3.4 m3，含水率為29%。根據區域大地構造應力場分析，A井區儲層裂縫方向為北東-南西向。根據油溝油田壓裂油井的裂縫監測資料分析，A井區儲層的人工壓裂裂縫方向為NE-WS35°～45°，為垂直裂縫。研究區A-12井的壓裂成果（見圖1，圖2，表1）。

表1 A-12井人工裂縫數據表

綜合以上分析，考慮到最大主應力方向、人工裂縫方向，并且鑒于本次研究主要是在已有井網的基礎上進行轉注部署，注水井井排方向整體應調整為北東-南西向，并且盡量確定在NE-WS35°～45°。考慮到研究區目前采用菱形反九點面積注水方式，對于裂縫方為平行于注水井排及與注水井排呈43度角的情況下，讓菱形的長對角線與裂縫方向一致，拉長裂縫線上的注采井距，縮短裂縫線兩側的注采排，再考慮到面積井網系統的波及系數比線性井網系統更高，所以這種井網有利于建立有效的壓力驅替系統，從而延緩裂縫線上采油井的見水周期，加快裂縫線兩側采油井的見效速度，達到改善整個油藏水驅效果的目的。

圖1 A-12井裂縫監測方位圖

圖2 A-12井裂縫長度高度圖

1 井組分析

1.1 A-126井組

該井組目前有6口生產井，分別為A-2井、A-3井、A-4井、A-5井、A-6井、A-7井，其開井時間為2005年5月-2006年7月；A-12井起初為采油井，在2008年11月轉注，屬于滯后注水，日配注量為35 m3。6口生產油井的投產層位均為A4、注水井與受益油井注采統一（見圖3～圖5）。

圖3 A-126井組生產曲線

圖4 A-126井組油水井數

圖5 A-126井組注入量與注采比

在通過對A-126井組的裂縫檢測以及生產曲線發現，研究區的天然裂縫并不發育，但是油藏的水進方向和出水特征都顯示出較強的裂縫特征。因此可以初步判斷研究區雖然天然裂縫不發育，但在后期開發過程中超破壓注水和人工壓裂形成的高壓注水縫及壓裂縫分布比較廣泛，成為研究區部分油井高含水的主要原因之一。在超前注水過程中部分井采用超破壓注水方案，短時間內能明顯提升注采井生產壓差，在一定程度上能夠提高單井產量。但是，隨注水開發的不斷進行，超破壓注水形成的高壓注水縫成為造成油田高含水的主要原因[1]。

從該井組綜合開采曲線可明顯看出，自2008年11月A-12井轉注后，井組注水見效，產液量和產油量均有小幅上升，含水穩步上升，這主要是由于A-6井含水突然上升，在2011年12月A-6井生產明水關停后，井組綜合含水出現斷崖式下降。

綜上所述，該井組整體生產情況良好，只有A-6井在注水后即2008年11月含水突然上升，直至2011年12月出明水。下面就著重對該井進行單井分析。

1.2 A-18井組

該井組目前有6口生產井，分別為A-176井、A-16井、A-15井、A-14井、A-177井、A-180井，其開井時間為2005年5月-2006年7月；A-16井起初為采油井，該井2006年9月水壓投產A4、A5，孔段2 033 m～2 035 m/2 m，2 043 m～2 046 m/3 m，加砂 30 m3，初產7.5 m3/d，含水50%，方案調整前產液 1.3 m3/d，含水90%（套管漏），后調整為注水井，并于2008年7月轉注，屬于滯后注水，日配注量為35 m3。6口生產油井的投產層位均為長4++5-1、注水井與受益油井注采統一（見圖6～圖8）。

圖6 A-18井組生產曲線

圖7 A-18井組油水井數

在通過對A-18井組的裂縫檢測以及生產曲線發現，研究區的天然裂縫并不發育，但是油藏的水進方向和出水特征都顯示出較強的裂縫特征。因此可以初步判斷研究區雖然天然裂縫不發育，但在后期開發過程中超破壓注水和人工壓裂形成的高壓注水縫及壓裂縫分布比較廣泛，成為研究區部分油井高含水的主要原因之一。

圖8 A-18井組注水量與注采比

從該井組綜合生產曲線可明顯看出，自2008年11月研究區實施大規模注水后，井組注水見效，產液量和產油量均有小幅上升，含水穩步上升，這主要是由于A-16井含水突然上升，在2010年12月A-16井生產明水關停后，井組綜合含水出現小幅度下降。

綜上所述，該井組整體生產情況良好，只有A-176井和A-177井在注水后即2008年11月含水突然上升，直至2011年12月出明水。下面就著重對該井進行單井分析。

2 單井分析

2.1 A-6井

A-126井組中的A-6井于2006年7月投產A4，初產7.50 m3/d，含水4%。2008年11月，產液3.5 m3/d，含水突然上升至48%，2011年12月產液7.3 m3/d，出明水，2012年10月明水停抽，停時產液6.5×100%，測氯根17 239 mg/L。2013年進行了堵水作業，但未見效果。其生產曲線（見圖9）。

圖9 A-6井生產曲線

從A-6井開采曲線可知：該井在2008年11月（即A-12井轉注）后含水階梯式上升，月產液量穩步上升，月產油量逐漸下降。該井注水見效快，但見水后含水上升也快。

圖10 A-16井生產曲線

分析該井含水上升的原因：

（1）該井的射孔段在儲層上下均無含水層，且從生產動態上分析，儲層出水的可能性不大。

（2）該井周圍有A-12井和A-13井兩口注水井，注采對應關系較好，且該區域的裂縫方向為NE～SW43°，注入水很有可能沿裂縫方向突進，造成A-6井水淹。

2.2 A-16井

A-18井組中的A-16井于2006年6月投產A4，初產10.50 m3/d，含水3%。2008年11月，產液3.5 m3/d，含水突然上升至95%，2011年12月產液3.85 m3/d，出明水，于2010年12月停抽，后于2011年12月復抽，截至目前含水率為100%，測氯根18 139 mg/L。其生產曲線（見圖10）。

分析該井含水上升的原因：

（1）該井的射孔段在儲層上下均無含水層，且從生產動態上分析，儲層出水的可能性不大。

（2）該井周圍有注水井A-18，注采對應關系較好，且該區域的裂縫方向為NE～SW43°，注入水很有可能沿裂縫方向突進，造成A-16井方向性水淹。

A井區油藏大部分油井含水處于中低含水期，通過對目前油井含水狀況進行分類研究發現目前整體油井含水率較低，但已有17.6%的井進入高含水階段，這些高含水井在開發初期往往產量較高，隨著開發的進行含水率急劇上升，反映了開發初期裂縫不發育或裂縫張開度小，使得注入水在基質孔隙和裂縫中的滲流速度慢，故油井在開發初期處于低含水階段。由于基質滲透率相對較低，注入水在井底擴散緩慢，所以注水壓力會急劇上升，當急劇上升的注水壓力超過地層破裂壓力時，使地層發生破裂或儲層中裂縫張開度小的裂縫的張開度變大，使得注入水在裂縫中的滲流速度明顯加快，注入水沿裂縫方向突進到油井，致使油井見水后含水率急劇上升[2]。

3 結論與認識

A井區油井高含水的原因是多方面的，既有地質上的原因又有工程上的原因。地質原因為該地區裂縫不發育且孔隙半徑較大，注入水易沿高滲孔道滲流；工程上的原因主要包括超前注水實施效果、井網適應性，注水產生的裂縫是研究區高含水的主要原因，主要為超破壓注水形成的高壓注水縫和人工壓裂產生的壓裂縫，當二者溝通時，便造成注入水沿裂縫水竄，油井高含水。

［1］屈樂，孫衛，謝佃和，湯愛云，劉哲.牛圈湖油田開發初期高含水原因探析［J］.西北大學學報：自然科學版，2011，41（6）：1037-1043.

［2］張英志，鄭希科，李眾煥，等.油井高含水原因分析及測井檢測方法［J］.測井技術，2006，30（1）：97-99.

Analysis of reasons for high water in A area of Wuqi oilfield

AN Xiao1，LI Bangjun2
（1.Xi'an Shiyou University，Xi'an Shanxi 710065，China；2.Production Plant Wuqi of Yanchang Petroleum Ltd.，Yan'an Shanxi 717600，China）

The main problems existing in high water cut period are the injection of dominant flow of regional water along reservoir with low resistance invalid circulation,water cut wells rate is high,the reservoir remaining oil scattered distribution,with production and injection parameters at the initial stage of oilfield development is not suitable for high water cut period.Therefore,based on the A well area of Wuqi oilfield as an example,through the analysis of single well and well group,combined with the comprehensive exploit curve,analysis of the reason of high water cut.The reasons for high water cut in the study area include both geological and engineering factors.Geological factors include three aspects,including structure,fracture and reservoir heterogeneity.Engineering factors include 3 aspects,too,over break pressure water injection,well pattern adaptability and artificial fracturing timing.Therefore,it is a prerequisite for the development of low porosity and low permeability reservoirs to make clear the geological characteristics of reservoir and reasonable construction mode.

high water cut；structure；fracture；super broken water injection；artificial fracturing

TE357.62

A

1673-5285（2017）12-0008-06

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.12.003

2017－11-15