塔河油田碳酸鹽巖油藏高產(chǎn)井水錐探討

蘇鵬，陳東波，徐剛

（中石化西北油田分公司工程技術(shù)研究院，新疆 烏魯木齊 830011）

塔河油田位于塔里木盆地沙雅隆起阿克庫(kù)勒凸起西南部斜坡，是一個(gè)以?shī)W陶系碳酸鹽巖儲(chǔ)層為主力油層的大型油田，油藏油水關(guān)系極其復(fù)雜，局部存在封存水，同時(shí)底部存在活躍的強(qiáng)底水，油藏自滾動(dòng)開發(fā)以來，油井早期即見水，區(qū)塊含水上升快。塔河油田15年的開發(fā)歷程表明，高產(chǎn)油井一直是油田生產(chǎn)的主力，高產(chǎn)油井無(wú)水采油量占累產(chǎn)油量的一半，如何高效開發(fā)未見水高產(chǎn)井，成為油田開發(fā)生產(chǎn)管理的緊迫任務(wù)之一。下面，筆者從理論上對(duì)底水錐進(jìn)的機(jī)理進(jìn)行論述，然后利用已有的高產(chǎn)井資料對(duì)見水前的異常信號(hào)進(jìn)行了研究，并對(duì)油井見水的影響因素進(jìn)行了分析。

1 底水錐進(jìn)機(jī)理

底水錐進(jìn)發(fā)生在傾角不大，油水接觸面很大的平緩地層中［1－3］，由于油、水比重不同，在油藏開采以前，水位于下部，油位于上部。由于油、水密度差影響，采油時(shí)，油水接觸面會(huì)發(fā)生變形并形成 “小丘”，稱這個(gè)小丘為 “底水錐”。底水向上錐進(jìn)主要是由于油井生產(chǎn)時(shí)產(chǎn)生的壓力降所致，即在開采過程中油層下部形成了方向近于垂直的壓力梯度，油井周圍形成 “壓降漏斗”，這樣就使得底水向上運(yùn)動(dòng)。隨著生產(chǎn)開發(fā)繼續(xù)，油水界面到錐頂?shù)母叨染筒粩嗌摺．?dāng)油井生產(chǎn)形成壓力降大于油水密度差引起的重力差時(shí)錐進(jìn)發(fā)生，即滿足:

時(shí)，油井發(fā)生水錐［4］。式中，ρo、ρw分別為油、水密度，kg／m3；g 為重力加速度，m／s2；hc為避水高度，m；Pwo為油水界面處壓力，MPa；Pwf為開采時(shí)井底流壓，MPa。通過對(duì)油井見水機(jī)理的研究發(fā)現(xiàn)，底水錐進(jìn)是個(gè)緩慢的過程，由于塔河油田碳酸鹽巖油藏的主要儲(chǔ)集體類型為溶洞型和裂縫－孔洞型。對(duì)于溶洞型底水錐進(jìn)它主要分為原始狀態(tài)、成錐期、托錐期、突破期這4個(gè)時(shí)期；對(duì)于裂縫孔洞型底水竄進(jìn)主要分為初期彈性期、底水上侵期、單孔見水期、多孔見水期等4個(gè)時(shí)期。

2 見水前異常信號(hào)研究

2.1 壓力、產(chǎn)液的異常波動(dòng)

油井見水前即在托錐后期或底水上侵后期，驅(qū)替能量會(huì)由彈性能過渡到水驅(qū)階段。由于水侵補(bǔ)充了井底能量，在相對(duì)穩(wěn)定的工作制度下生產(chǎn)指標(biāo)信號(hào)上會(huì)有流壓、油壓、套壓或產(chǎn)量的異常反映，最容易發(fā)現(xiàn)的是油壓、產(chǎn)量異常波動(dòng)信號(hào)［5］（大部分表現(xiàn)為壓力上升、產(chǎn)液上升）。

經(jīng)過對(duì)已見水高產(chǎn)井的統(tǒng)計(jì)表明，出現(xiàn)信號(hào)異常的時(shí)間主要分布在半年內(nèi)，半年后油井見水。如T803（K）井在4月油壓、套壓、產(chǎn)液突然上升，出現(xiàn)信號(hào)異常，日產(chǎn)液由113t上升至136t，油壓由7.4MPa上升至8.4MPa，套壓由7.4MPa上升至8.2MPa，6mon后油井見水。

通過對(duì)塔河油田高產(chǎn)井的統(tǒng)計(jì)表明，大部分井在見水前生產(chǎn)信號(hào)異常，最突出的表現(xiàn)在:一是水錐突破前會(huì)有油壓下降趨勢(shì)發(fā)生變緩 （底水驅(qū)動(dòng)的反映）；二是突破節(jié)點(diǎn)前出現(xiàn)小幅度上揚(yáng) （多為0.1～0.2MPa，一般小于0.5MPa）；三是水錐突破前油井會(huì)由不含水到零星含水，或者由零星含水到連續(xù)含水，部分井也伴有產(chǎn)量上升、套壓上升現(xiàn)象。

2.2 油壓與累產(chǎn)液關(guān)系

分析油壓與累產(chǎn)液的關(guān)系 （見圖1）發(fā)現(xiàn)，塔河油田碳酸鹽巖油藏底水錐進(jìn)過程中油壓變化主要分為4個(gè)過程［5］:①AB段。即未開發(fā)時(shí)期，表現(xiàn)的是油藏壓力擴(kuò)散到油體邊界前的壓力變化特征，此階段的長(zhǎng)短反應(yīng)的是油體的大小。②BC段。即成錐期，反映的是油藏壓力擴(kuò)散至油體邊界后，邊底水的能量尚未充分補(bǔ)充的階段，油壓緩慢下降，BC段的斜率反映的是油體能量的衰竭速度，BC段的長(zhǎng)短表現(xiàn)的是邊底水的補(bǔ)充速度。③CD段。反映的是邊底水能量已開始補(bǔ)充的托錐期；CD段的長(zhǎng)短反映的是底水能量大小。④E點(diǎn)。反映的是底水突破井底附近時(shí)油壓的波動(dòng)，是見水前明顯的異常反映，但一般油壓變化幅度很小 （＜0.5MPa），部分井見水前沒有這段異常反映。該階段油井由不含水到零星含水，或者由零星含水到連續(xù)含水。

以8區(qū)S91單元中T817（K）高產(chǎn)井在2011年9月中旬的一次水錐異常信號(hào)為例進(jìn)行說明。該井在工作制度不變的情況下，2010年11月底油壓、流壓和產(chǎn)液量開始異常上升 （見圖2），表明儲(chǔ)層中水的含量增加，水侵信號(hào)明顯，說明該井水淹風(fēng)險(xiǎn)較大。通過油壓與累產(chǎn)液 （累產(chǎn)到2011年9月20）的關(guān)系，參考水淹機(jī)理及油壓變化全模式圖，可以得出該井目前處于 “托錐后期”，即將進(jìn)入 “突破期”（見圖3）。

圖1 塔河奧陶系油藏油井壓力－累產(chǎn)液關(guān)系圖

圖2 T817（K）井生產(chǎn)曲線

圖3 T817（K）井油井壓力－累產(chǎn)液曲線

從T817（K）井所在的S91單元底水活躍情況來看，自2010年11月底以來T817（K）井的能量明顯上升，并且持續(xù)微含水。同一時(shí)期單元內(nèi)TK725井含水上升明顯，表明單元底水較為活躍，油水界面進(jìn)一步抬升，水體能量增強(qiáng)，同層的T817（K）井雖構(gòu)造位置較TK725高，具有一定避水高度，但隨著油水界面抬升，水體能量增強(qiáng)，水淹風(fēng)險(xiǎn)大。通過上面動(dòng)態(tài)資料、靜態(tài)資料及油水關(guān)系，可以得出該井具有見水的風(fēng)險(xiǎn)，應(yīng)采取縮嘴措施 （于2011年9月21日油嘴由5mm縮小到4.7mm），之后含水一直在0.19%左右，有效防止了水體突破。

3 油井見水影響因素分析

通過對(duì)塔河油田碳酸鹽巖油藏暴性水淹和含水快速上升的油井進(jìn)行分析，結(jié)合塔河油田縫洞型油藏的特點(diǎn)，將導(dǎo)致油井水淹的影響因素歸納為以下3類。

3.1 地質(zhì)因素

地質(zhì)因素包括構(gòu)造斷裂因素、儲(chǔ)集體因素、油水關(guān)系因素、油井致密條件因素等［5］。①鉆遇深大裂縫溝通了地層水，水錐上升快。塔河油田奧陶系油藏?cái)嗔演^為發(fā)育，斷裂是形成溶蝕縫洞的先決條件，同時(shí)也為水層的溝通提供了條件，故部署在斷裂附近或斷裂之間的井更易加快底水錐進(jìn)，甚至使油井開井見水。②儲(chǔ)油層的嚴(yán)重非均質(zhì)為水錐形成提供便利條件。塔河油田奧陶系碳酸鹽巖油藏儲(chǔ)層大縫大洞發(fā)育，且裂縫以高角度的垂直縫為主，儲(chǔ)層非均質(zhì)性嚴(yán)重，同時(shí)大縫大洞發(fā)育為底水錐進(jìn)創(chuàng)造了良好通道，水易沿高滲透帶突進(jìn)造成油井暴性水淹。③底水能量充足，水錐進(jìn)有物質(zhì)基礎(chǔ)。如塔河11區(qū)為薄油層油藏，溶洞型儲(chǔ)層沿?cái)嗔寻l(fā)育，油氣富集程度低，油柱高度小，斷裂溝通底水，底水沿?cái)嗔焉仙?。因此位于S106單元北東向斷裂的S117井，鉆遇溶洞見水后，油水界面便已推進(jìn)到井底，含水控制不住，減小產(chǎn)液量生產(chǎn)，作用不大，含水快速上升。

3.2 工程因素

工程因素主要包括進(jìn)山深度、是否酸壓、固井質(zhì)量等因素。①完井方式和固井質(zhì)量存在問題，使水錐問題復(fù)雜化。塔河油田砂巖油藏主要采用割縫襯管完井和射孔完井，碳酸鹽巖油藏主要采用裸眼完井，割縫襯管完井、裸眼完井難以控制水錐；另外部分油井固井質(zhì)量有問題，易造成水竄現(xiàn)象。②酸壓裂縫直接溝通底水，油井見水早。塔河油田部分油井酸壓投產(chǎn)，酸壓裂縫溝通底水。如T754CH井裸眼段酸壓后投產(chǎn)即見水，表明酸壓溝通底水。③進(jìn)山深度越大，對(duì)水錐的影響越強(qiáng)。

3.3 開發(fā)因素

開發(fā)因素主要是指因?yàn)樵蜕a(chǎn)任務(wù)重而采取的強(qiáng)采。由于工作制度的不合理，采液速度大，使得生產(chǎn)壓差過大，引起底水錐進(jìn)，導(dǎo)致油井自噴期短、無(wú)水期短，含水上升快。如塔河10區(qū)TH10420X井2009－12－7將油嘴由5.5mm增大到6mm，因放嘴造成井底壓力激動(dòng)，油水平衡關(guān)系被破壞，底水竄井加速，43d后油井見水。

4 控水穩(wěn)油措施

塔河油田碳酸鹽巖縫洞型油藏含水上升規(guī)律不同于砂巖油藏，這類發(fā)育高角度裂縫的縫洞型油藏油井易暴行水淹，針對(duì)該類油藏，經(jīng)過長(zhǎng)期實(shí)踐對(duì)控水穩(wěn)油措施積累了一些經(jīng)驗(yàn)［6］。目前使用的措施主要有優(yōu)化工作制度、套管找堵漏、制壓水錐 （縮嘴壓錐、注水壓錐、關(guān)井壓錐），機(jī)械、化學(xué)找堵水，無(wú)效井側(cè)鉆等。

4.1 優(yōu)化單井工作制度

①對(duì)單井進(jìn)行產(chǎn)能標(biāo)定時(shí)，要充分考慮單井所處巖溶構(gòu)造位置、儲(chǔ)集層發(fā)育狀況、鄰井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)、儲(chǔ)集層改造情況等，以便得出單井當(dāng)時(shí)合理產(chǎn)能。②對(duì)于正在生產(chǎn)的油井，要嚴(yán)格控制油嘴生產(chǎn)，不可頻繁調(diào)整油嘴，以延長(zhǎng)油井無(wú)水采油期，減緩水錐推進(jìn)速度。③含水呈緩升型油井，以控制液量來控制含水上升速度，實(shí)現(xiàn)油井穩(wěn)產(chǎn)。④含水呈臺(tái)階型上升的油井，以控制液量來延長(zhǎng)油井平臺(tái)期，實(shí)現(xiàn)穩(wěn)產(chǎn)。⑤對(duì)于見水后含水快速上升的井，實(shí)行控液或間開措施，提高采油量。

4.2 套管找堵漏

油水井套管破漏絕大部分發(fā)生在水泥返高以上，發(fā)生的原因有:固井質(zhì)量不好，管外水泥返高不夠，未能封住水層，套管受硫化氫腐蝕和管外水的侵蝕等影響發(fā)生腐蝕性破損；套管質(zhì)量存在缺陷，不能承受過高壓力或井下施工措施不當(dāng)而損壞破漏；在注采過程中，由于技術(shù)處理不當(dāng)，忽視套管保護(hù)措施，壓差過大引起油水井出沙，地層坍塌，地層結(jié)構(gòu)遭破壞所發(fā)生的內(nèi)外力的作用致使套管破漏。上述因素造成的套管破漏均會(huì)影響油水井正常生產(chǎn)。因此，要恢復(fù)油水井正常生產(chǎn)必須堵漏。如塔河8區(qū)S86井在2007－6－15日因套管漏而暴行水淹，產(chǎn)液全為水。最后通過套管找堵漏工作，含水明顯下降。

4.3 制壓水錐

1）縮嘴壓錐技術(shù)?？s嘴壓錐是針對(duì)含水上升的油井縮小工作制度，以達(dá)到降低井底生產(chǎn)壓差、減緩水體錐進(jìn)速度的目的?？刂飘a(chǎn)量保證絕對(duì)不產(chǎn)生水錐是不現(xiàn)實(shí)的，但控制水錐不突破井底，以保證油井較長(zhǎng)時(shí)間無(wú)水采油是可行的。不斷縮小工作制度、多次控制壓錐，延長(zhǎng)無(wú)水采油期的做法，實(shí)踐證明是正確的。如T705CH井在2011年4月底含水為10%，在五月初油嘴由3mm減小到2.5mm，后面連續(xù)5mon含水保持在0.2%左右。

2）關(guān)井壓錐技術(shù)。關(guān)井壓錐是針對(duì)水體能量強(qiáng)的井區(qū)內(nèi)高含水油井實(shí)行的 “關(guān)井－開井”周期性間歇生產(chǎn)的生產(chǎn)方式。水體能量強(qiáng)井區(qū)的高含水低產(chǎn)能或無(wú)產(chǎn)能油井關(guān)井后，井底無(wú)生產(chǎn)壓差，油水在重力作用下分異，水錐逐漸回落，更多的油聚集于井底；開井生產(chǎn)后，油井含水率下降，油井產(chǎn)能提高或恢復(fù)；當(dāng)油井含水率上升，產(chǎn)能很低后，又進(jìn)入下一周期的關(guān)井。關(guān)井壓錐技術(shù)效果比較明顯的有八區(qū)的TK850井。TK850井從2011年初就因?yàn)楦吆_始關(guān)井壓錐，到目前已進(jìn)行了6輪次，取得了一定的效果。如2011年6月28日由于含水為98%進(jìn)行了2周的關(guān)井，開井后含水率由98.17%下降到23.64%，以后一段時(shí)間含水率均在22%左右。

3）注水壓錐技術(shù)。對(duì)于復(fù)合縫洞體模型，采用人工注入油田水，提高上部?jī)?chǔ)集體的壓力，一方面增加了地層能量，提高了油井產(chǎn)能；另一方面由于減少了上下復(fù)合儲(chǔ)集體的壓差，降低了下部?jī)?chǔ)集體的水進(jìn)入上部?jī)?chǔ)集體的趨勢(shì)。關(guān)井階段，注入水在重力作用下流向上部?jī)?chǔ)集體的底部位置換原油，開井產(chǎn)油，產(chǎn)液含水下降。注水壓錐技術(shù)效果比較明顯的是塔河8區(qū)的TK718井。TK718井自2006年9月27日以來經(jīng)過了10輪次的注水壓錐，每次注水壓錐都取得了一定的成效。如第4輪次2009年9月7日前平均含水率為56.2%，經(jīng)過注水壓錐后含水率由56.2%下降到29.2%，并且出現(xiàn)了近一個(gè)月含水率為0%的無(wú)水產(chǎn)油階段。

4.4 堵水技術(shù)

油井高含水后，首先利用產(chǎn)液剖面測(cè)井等手段確定出水層位，然后采用堵水方法進(jìn)行封堵。堵水的目的就是在于控制產(chǎn)水層中水的流動(dòng)和改變水驅(qū)油中水的流動(dòng)方向，力圖使得油井含水在一段時(shí)間內(nèi)下降或穩(wěn)定，以保持油田增產(chǎn)或穩(wěn)產(chǎn)。常用的堵水工藝有機(jī)械堵水和化學(xué)堵水2大類。

4.5 對(duì)高含水油井水平側(cè)鉆

在相同油藏條件下，直井井筒附近存在一個(gè)較大的壓降，而水平井的水平段幾乎沒有壓降，只在水平段A端與造斜段相接點(diǎn)附近才有一個(gè)較大的壓降。因此，水平井比直井更適合開發(fā)底水油藏，即水平井提供了一種底水油藏產(chǎn)量?jī)?yōu)化途徑:壓降最小、錐進(jìn)趨勢(shì)量小、采油速度和采收率最高，同時(shí)側(cè)鉆水平井避開底水錐體，效果較好。如塔河11區(qū)TK1102CH井，在高含水停機(jī)后側(cè)鉆，初期日產(chǎn)油47t，含水1.04%左右。

5 結(jié)論及建議

1）在邊底水油藏開發(fā)過程中，底水錐進(jìn)是必然的，但可以從異常信號(hào)捕捉入手，根據(jù)見水前異常信號(hào)采取一定的措施有效指導(dǎo)生產(chǎn)，延長(zhǎng)無(wú)水采油期。

2）底水油藏開發(fā)要做到防錐和消錐相互統(tǒng)一，以防為主，防堵結(jié)合，綜合處理。從設(shè)計(jì)到開發(fā)全方位考慮，見水后要分析其工程、地質(zhì)、開發(fā)因素，根據(jù)不同的因素采取相應(yīng)的控水穩(wěn)油措施。

3）要切實(shí)加強(qiáng)油水井日常管理、分析工作，及時(shí)調(diào)整采液強(qiáng)度，嚴(yán)格控制生產(chǎn)參數(shù)，保持均衡開采。

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