低滲透底水油藏油井見水類型及影響因素研究

金永輝 陳儒兵 李源流 高建文 曹寶格 肖玲

摘? ? 要：邊底水較發(fā)育的低滲透油藏受儲層特征、人為開發(fā)政策和工程等因素影響，很難確定油藏的見水類型，導(dǎo)致油井見水后不能制定出針對性開發(fā)措施。以水驅(qū)原理、油藏地質(zhì)特征為基礎(chǔ)，以礦場監(jiān)測資料為輔助，對油井見水前后的動態(tài)進行分析，判斷油井見水類型及影響因素。研究認為，S區(qū)塊延9油藏油井見水類型主要是地層水，次為注入水，油井見水類型不同，見水后采出水含鹽量變化規(guī)律亦不同;受儲層非均質(zhì)性和注水井射孔段長度影響，油井見注入水后采出水的含鹽量介于原始地層水含鹽量和注入水含鹽量之間;影響油井見水類型的主要因素有儲層地質(zhì)條件、開發(fā)政策和工程因素，并對不同見水類型油井提出不同的控制含水上升方法。該研究結(jié)果可為類似油藏合理開發(fā)政策的制定提供一定的決策依據(jù)。

關(guān)鍵詞：見水類型;邊底水;含水率;含鹽量

低滲透油氣藏具儲量大、分布廣特點，是我國現(xiàn)階段與未來油氣勘探開發(fā)的重要資源類型和領(lǐng)域。在低滲透油藏中，除邊底水較活躍的油藏外，一般均需注水補充地層能量。水驅(qū)類型（天然水驅(qū)和人工注水）和注入水類型的多樣性（清水和產(chǎn)出水）、儲層地質(zhì)條件的復(fù)雜性等使得判斷油井見水類型較困難，很難提出有針對性的抑制含水上升的措施，導(dǎo)致油田開發(fā)效果較差。因此，對該類油藏油井見水類型的研究顯得尤為重要。目前主要是對邊底水不發(fā)育油藏的研究[1-3]，而對邊底水較發(fā)育的油藏，如何準(zhǔn)確判斷油井見水類型對后期合理開發(fā)政策的制定和油田的長期穩(wěn)產(chǎn)亦至關(guān)重要。

1? 油藏概況

S區(qū)塊延9油藏位于鄂爾多斯盆地西部天環(huán)凹陷的東部[4-5]，沉積微相屬水上分流河道夾水上天然堤，水動力條件較強，垂向上具下粗上細間斷性正韻律。儲層砂體基本連片，構(gòu)造對油水分布具明顯控制作用。儲層非均質(zhì)性嚴重，儲層孔隙度12.88%，滲透率7.6×10-3 μm2，屬典型邊底水較發(fā)育的低滲透油藏。該油藏邊水主要來自油藏NE向、SW向和NW向，邊水最大厚度13.9 m。底水在油藏內(nèi)呈片狀或土豆?fàn)睿饕植荚谟筒貎?nèi)西南方向、油藏中部及東北方向附近，底水厚度4～8 m。延9油藏主要含油層為延92油層，內(nèi)層夾層不發(fā)育，底水多與油層直接接觸。延92與延93間的隔層分布較穩(wěn)定，厚度多在2 m以上，延93儲層水體不會對油藏開發(fā)產(chǎn)生影響。

油藏于2012年投產(chǎn)，探明含油面積6.8 km2，探明石油儲量276.0×104 t，采出程度5.97%。近年來，井區(qū)含水上升速度較快，水淹井?dāng)?shù)不斷增多，含水率在80%以上的油井占總油井?dāng)?shù)的50.6%，產(chǎn)能損失嚴重。為此，需確定油井見水類型，歸納導(dǎo)致油井含水上升的因素，為后期合理政策的制定提供依據(jù)。

2? 見水類型判斷

S區(qū)塊延9油藏有6口井注污水，26口井注淡水。注入淡水的礦化度為2.76 g/L，水型為碳酸氫鈉型。注入污水的礦化度為95.25 g/L，水型為硫酸鈉型。原始地層水礦化度為4.41～140.9 g/L，平均77.47 g/L，水型為氯化鈣和氯化鎂型。

2.1? 見水類型確定原則

水濕油藏在注水初期，注入水主要沿儲層大孔隙驅(qū)油，溶解儲層表面的鹽類并同高礦化度地層水發(fā)生離子交換，注入水被鹽化。在水驅(qū)前緣及附近地層內(nèi)，混合地層水的含鹽量常接近于原始地層水的含鹽量[3]。隨著注水量的增大，注入水使油層內(nèi)的原生水不斷淡化，礦化度逐漸變小。因此，可利用產(chǎn)出水含鹽量的變化直接確定開采層的水洗程度，判斷油井見水類型和確定井下技術(shù)狀況[6-7]。但在油藏底水部位注水和注入水類型復(fù)雜的情況下，這種理論不適合判斷油井的見水類型。S區(qū)塊延9油藏縱向上一般發(fā)育有油層、油水同層和水層。油井投產(chǎn)時，在油層頂部射開，注水井幾乎在延9整個砂體段射開。由于水的重力及儲層正韻律特點使注入水主要進入油層下部層段的油水層或水層，在補充地層能量的同時會加劇底水的錐進，導(dǎo)致油井水淹。另注入水與油水層內(nèi)的水體或底水混合，由于注入量相對儲層水體很小，油井見水后采出水的礦化度介于注入水和地層水礦化度之間，并不是接近注入水的礦化度（產(chǎn)出水含鹽量和水質(zhì)分析均已證實）。綜上分析及動態(tài)監(jiān)測結(jié)果，確定見水類型判斷原則如下：①見注入淡水。油井見水前和剛見水時產(chǎn)出水的含鹽量與地層水含鹽量接近。隨著含水率的增加，其含鹽量逐漸降低，但其值高于注入淡水含鹽量;②見注入污水。見水初期產(chǎn)出水的含鹽量與地層水接近。隨著含水率增加，產(chǎn)出水含鹽量逐漸趨于穩(wěn)定，其值低于或高于注入污水含鹽量;③見地層水。邊底水均為儲層原始地層水，油井見地層水前后其含鹽量變化不大，基本趨于穩(wěn)定。

2.2? 見水類型確定

據(jù)上述原則：

油藏有15口油井見注入淡水? 油井見水后采出水含鹽量變化主要有2種類型，即先上升后下降或逐漸下降。如，H03-8井對應(yīng)注水井H03-7井和H03-9井均為注入淡水，2013年5月投產(chǎn)，2015年12月含水快速上升，見水后采出水含鹽量先上升后迅速降低，見水初期（含水率為39%）含鹽量為72.7 g/L，關(guān)井時含鹽量為41.5 g/L（圖1）。

油藏有9口油井見注入污水? 見水后油井采出水含鹽量的變化主要有3種類型，即見水后含鹽量基本保持穩(wěn)定、見水后含鹽量先上升后趨于穩(wěn)定和見水后含鹽量先下降后趨于穩(wěn)定。如，HP14井于2014年11月含水率快速上升，含水率為37%時含鹽量為70.98 g/L，隨著含水率上升其含鹽量先上升后穩(wěn)定在含鹽量89.82 g/L附近（圖2）。

油藏有33口油井見地層水? 這類油井見水后，采出水的含鹽量變化主要為3種類型，即見水后含鹽量先上升后穩(wěn)定、先下降后穩(wěn)定和見水前后基本保持不變（H02-8井）。如，H02-8井見水后采出水含鹽量始終在84.86 g/L上下波動（圖3）。

3? 油井見水影響因素分析

3.1? 底水接觸類型

據(jù)底水與油層間隔夾層厚度的大小和底水對油藏開發(fā)的影響程度，將底水接觸類型劃分A、B、C 3類[8]，S區(qū)塊延9油藏A類油井有28口，B類油井有7口，C類油井有49口，3類油井投產(chǎn)后含水變化規(guī)律不同（圖4）：

（1）A類油井油層與底水直接接觸，油井投產(chǎn)后含水上升最快。其原因為油井投產(chǎn)后，原始壓力平衡系統(tǒng)被打破，在井底周圍首先形成壓降漏斗，并逐漸向井筒遠處延伸，導(dǎo)致井底處油層壓力小于底水層壓力，在這個壓差作用下底水呈錐狀向上推進。如油井產(chǎn)量大于臨界產(chǎn)量，油井短時間內(nèi)會爆性水淹。編制油藏開發(fā)方案時，需確定這類油井的臨界產(chǎn)量，使其在低于臨界產(chǎn)量下投產(chǎn)，開發(fā)過程中如油井含水快速上升，可采用壓錐或打隔板方法抑制底水錐進。

（2）B類油井油層與底水間有薄夾層或泥巖，厚度小于2 m。這類井生產(chǎn)后，底水是否影響油井生產(chǎn)，與壓裂規(guī)模有關(guān)。當(dāng)油井壓裂規(guī)模大時可能壓穿夾層，油井投產(chǎn)后產(chǎn)量高于臨界產(chǎn)量也會導(dǎo)致底水錐進。

（3）C類油井油層與底水間有穩(wěn)定的泥巖隔夾層，厚度大于2 m。這類井生產(chǎn)后，隔夾層的存在阻止了底水的錐進，底水不會對油井產(chǎn)生影響，油井投產(chǎn)后含水上升與底水無關(guān)。

通過見水類型，確定A、B、C 3類油井中分別有15口、7口和11口油井已見水，其中見地層水的油井分別占該類見水油井的66.7%、14.3%和47.8%。C類中見地層水的油井均處于油藏邊部，由邊水內(nèi)推作用引起，說明底水與油層接觸關(guān)系是影響油井見水類型的重要因素。

3.2? 儲層非均質(zhì)性影響

儲層垂向上的正韻律特性使得儲層非均質(zhì)性嚴重，注水后開發(fā)矛盾增大，尤其是在注水井全層段射開條件下，正韻律儲層越靠近底部，儲層物性越好，注入水進入底部儲層越多，水線推進速度越快。加上水的重力作用，使更多注入水進入儲層下部，導(dǎo)致底水錐進和油井水淹。說明儲層的正韻律特性和注水井的全層段射孔是導(dǎo)致油井水淹的一個非常重要因素。在正韻律儲層內(nèi)，注水井注水時建議在砂體頂部注水;在現(xiàn)有注水井條件下建議采用改善剖面的調(diào)驅(qū)技術(shù)調(diào)整吸水剖面。

3.3? 構(gòu)造影響

S區(qū)塊延9油藏為典型構(gòu)造-巖性油氣藏，油井初始含水率與構(gòu)造呈反相關(guān)性。受邊水影響，構(gòu)造低部位油井投產(chǎn)后，邊水很快到達油井，油井見水。區(qū)內(nèi)受邊水影響的油井有12口，平均見水時間8個月，見水后主要呈突變型含水上升規(guī)律。為延緩邊部油井見水，需對油井進行合理配產(chǎn)，一旦油井見水后將這些井轉(zhuǎn)注，以抑制邊水的內(nèi)推。

3.4? 套破對油井含水上升的影響

當(dāng)油井套管破裂時，根據(jù)套破位置不同，因套破產(chǎn)生的水的礦化度可能高于或低于產(chǎn)層的采出水礦化度。油井動態(tài)上，油井井口壓力下降，產(chǎn)液量猛增，含水迅速上升，采出水為非油層水和注入水。區(qū)塊共有5口井產(chǎn)水為套破引起。如H2-7井，射孔段為2 126～2 128 m。2014年4月油井含水率突然上升，含鹽量上升，產(chǎn)液量先小幅度增加后大幅度增加，動液面先緩慢上升，后迅速上升（圖5）。經(jīng)套損測試，2 146.17 m處存在穿孔，其動態(tài)符合套破特征。這類井治理時需結(jié)合油井實際情況選擇隔水開采、套管補貼或油井側(cè)鉆等。

3.5? 壓裂規(guī)模對油井含水上升的影響

當(dāng)夾層較薄時，油井壓裂可能會壓穿夾層，這樣溝通了油層和底水，油井開采后引起底水錐進。如，H5-11井，射孔段為2 317～2 319 m，經(jīng)3次加砂壓裂，加砂量總計19 m3，射孔段油層與下部油水層間夾層厚1 m，底水厚4.7 m，對應(yīng)水井H4-11井和H6-11井均注入淡水。油井投產(chǎn)后，含水率快速上升，含鹽量測試證實為地層水，說明壓裂時壓穿夾層，引起底水錐進，導(dǎo)致含水快速上升。這類油井開發(fā)時，在準(zhǔn)確認識隔夾層分布和底水分布的基礎(chǔ)上，應(yīng)做好壓裂設(shè)計，嚴格控制施工過程。

3.6? 井網(wǎng)的影響

S區(qū)塊延9油藏以不規(guī)則的菱形反九點井網(wǎng)為主，實際井網(wǎng)密度為18.2口/km2，合理井網(wǎng)密度15.5口/km2。實際井網(wǎng)密度偏大，實際井距小于合理井距，導(dǎo)致油井過早見水。因此，在目前注采系統(tǒng)下，油井見水時間早，菱形反九點井網(wǎng)中邊井水淹較嚴重。建議把邊部高含井轉(zhuǎn)注，調(diào)整菱形反九點井網(wǎng)為排狀注水井網(wǎng)。

4? 結(jié)論及建議

（1） S區(qū)塊延9油藏油井見水類型主要是地層水，次為注入水。油井見水類型不同，見水后采出水含鹽量變化規(guī)律也不同。受儲層非均質(zhì)性和注水井射孔段長度影響，油井見注入水后采出水的含鹽量不是接近于注入水的含鹽量，而是介于原始地層水含鹽量和注入水含鹽量之間。

（2） 影響S區(qū)塊延9油藏油井見水類型主要因素是儲層地質(zhì)因素，如底水接觸類型、油藏沉積特點和構(gòu)造特征等，次為開發(fā)政策，如注入水類型和井網(wǎng)井距，最后是工程因素，如套破、壓裂等。

（3） 對不同見水類型油井宜采取不同控制含水上升的方法：①正韻律特征明顯，且注水井下部層段吸水量大的注水井進行調(diào)剖、調(diào)驅(qū)等改善水驅(qū)油流度比[9];②油層下部油水同層、含油水層等發(fā)育的油井建議論證油井產(chǎn)量，合理配產(chǎn)，避免底水錐進;③在菱形反九點井網(wǎng)邊井水淹較嚴重的井組區(qū)域，將邊井轉(zhuǎn)注，適時進行排狀注水;④對套破井，在剩余油飽和度較高的情況下進行側(cè)鉆;⑤對因壓裂規(guī)模大壓穿底水導(dǎo)致夾層導(dǎo)致底水錐進的油井進行封堵老縫壓新縫。

（4） 對構(gòu)造特征明顯、邊底較發(fā)育、具有明顯正韻律特征的油藏注水開發(fā)時，應(yīng)合理論證注水井的射孔段位置，定期監(jiān)測油井見水前后采出水含鹽量，正確判斷油井見水類型。

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Study on Water Breakthrough Types and Influencing Factors of Oil Wells in Low Permeability Reservoir with Bottom Water

Jin Yuanhui1，Cen Rubing1，Li Yuanliu1，Gao Jianwen2，Cao Baoge3，Xiao Ling4

（1.Hengshan Oil Production Plant， Yanchang Oilfield， Yulin， Shaanxi， 719100， China;2.Exploration and Development Research Institute of PetroChina Changqing Oilfield Company， Xi'an， Shaanxi 710018;3.Shaanxi Key Laboratory of Advanced Stimulation Technology for Oil & Gas Reservoirs in Xi’an Shiyou University， Petroleum Engineering Institute，Xi’an Shiyou University，Xi’an 710065，China;4. School of Earth Sciences and Engineering，

Xi’an Shiyou University，Xi’an 710065 China）

Abstract：? Low permeability reservoirs with relatively developed edge and bottom water are affected by reservoir characteristics， artificial development policies and engineering factors， so it is difficult to determine the water breakthrough type of the reservoir， resulting in the failure to formulate targeted development measures after water breakthrough of oil wells.Based on the principle of water flooding and the geological characteristics of oil reservoirs， and with the aid of field monitoring data， the dynamic analysis of oil wells before and after water breakthrough has been carried out， and the principles for judging water breakthrough types of oil wells have been obtained， the influencing factors of water breakthrough types in oil wells are analyzed.It is considered that the water breakthrough type of YAN9 oil reservoir in Block S is mainly formation water， followed by injection water， the water breakthrough type of oil well is different， and the salt content of produced water is different after water breakthrough;Due to the influence of reservoir heterogeneity and the length of perforation interval of injection wells， the salt content of produced water is between the original formation water salt content and injection water salt content.The main factors affecting water breakthrough types are reservoir geological conditions， development policies and engineering factors. Different methods to control water cut rise are proposed for different water breakthrough types of oil wells.The research results of this paper will provide some decision-making basis for the formulation of reasonable development policy of similar reservoirs.

Key words：? Water breakthrough type; Edge-bottom water; Water ratio; Salt content