乍得一期油田R1區(qū)塊穩(wěn)油控水對(duì)策研究

韓進(jìn)強(qiáng)，陳 鑫，朱澤昱，童守強(qiáng)，楊 迪

（1.中國(guó)石油玉門油田分公司勘探開(kāi)發(fā)研究院，甘肅酒泉 735019；2.中國(guó)石油玉門油田分公司鉆采工程研究院，甘肅酒泉 735019；3.中國(guó)石油玉門油田分公司油田作業(yè)公司，甘肅酒泉 735019；4.中國(guó)石油玉門油田分公司老君廟采油廠，甘肅酒泉 735019）

1 區(qū)塊概況

1.1 地質(zhì)概況

R1區(qū)塊位于乍得一期油田東北部，屬于常溫常壓稠油層狀邊水構(gòu)造油藏。構(gòu)造主體為一受南部近東西走向斷層控制斷鼻構(gòu)造，一條北西-南東向斷層將該斷鼻構(gòu)造分為R1和R1-3塊。目的層為下白堊系的K組，從上至下劃分為 KI2、KI3、KI4、KII1四個(gè)砂層組，KI4層為主要含油儲(chǔ)集層。主要發(fā)育扇三角洲前緣的水下分流河道、河口壩等沉積微相類型。儲(chǔ)層巖性為以長(zhǎng)石成分為主的中粗砂巖?？紫抖确植荚?.4%～28.9%，平均孔隙度 19.3%，滲透率介于 0.7×10-3μm2～1 652.7×10-3μm2，平均滲透率 238.5×10-3μm2，為中孔中高滲儲(chǔ)層[1-3]。

1.2 開(kāi)發(fā)概況

區(qū)塊于2011年4月開(kāi)始投產(chǎn)，共有油井19口。2017年7月開(kāi)井17口，日產(chǎn)油110 m3，綜合含水34.6%，采油速度0.6%，累計(jì)產(chǎn)油28.1×104m3，采出程度3.6%。

2 含水上升規(guī)律

區(qū)塊2011年4月開(kāi)始生產(chǎn)，在經(jīng)歷3個(gè)月的無(wú)水采油期后，油井普遍見(jiàn)水，月含水上升率2.5%左右，2012年1月后含水上升略有減緩，2012年11月2口井實(shí)施堵水措施，取得明顯效果，區(qū)塊含水出現(xiàn)下降，2013年4月后邊水突進(jìn)，含水上升快，目前區(qū)塊油井已全部見(jiàn)水（見(jiàn)圖1）。

理論產(chǎn)液、產(chǎn)油指數(shù)隨含水上升變化趨勢(shì)：區(qū)塊含水初期，采液指數(shù)和采油指數(shù)下降明顯，隨著含水上升到50%以后，采液指數(shù)緩慢上升，采油指數(shù)繼續(xù)下降，說(shuō)明中高含水期是主要的采油期（見(jiàn)圖2）。

通過(guò)沉積微相、油藏類型及油水分布特征及規(guī)律研究、結(jié)合生產(chǎn)數(shù)據(jù)分析，總結(jié)歸納R1區(qū)塊出水的主因是油藏本身決定[4-7]。

區(qū)塊圈閉幅度較小，油藏高度較小。由于為水下分流河道稠油油田，油層非均質(zhì)性強(qiáng)，油水流度比大，油井生產(chǎn)后，隨著邊水的推進(jìn)造成平面、層內(nèi)、層間矛盾嚴(yán)重，這些原因是造成油田含水上升快的主要原因。

2.1 構(gòu)造位置

圖1 R1區(qū)塊含水曲線

圖2 R1區(qū)塊無(wú)因次產(chǎn)液油指數(shù)曲線

圖3 R1區(qū)塊油井無(wú)水期產(chǎn)油圖

圖4 R1區(qū)塊油井無(wú)水期天數(shù)與射孔底界距水頂距離關(guān)系

由于構(gòu)造幅度平緩，邊水推進(jìn)快。區(qū)塊單井無(wú)水采油期短，9口井投產(chǎn)即見(jiàn)水，多集中在邊部，大部分井無(wú)水期天數(shù)在200 d以下（見(jiàn)圖3）。位于構(gòu)造邊部較低部位的生產(chǎn)井，由于距離油水邊界近，測(cè)井解釋為油層的層段投產(chǎn)后不久邊水推進(jìn)，油水界面上移，造成油井含水上升。含水上升快的油井多位于油藏東邊部，儲(chǔ)層物性相對(duì)較好，水體規(guī)模相對(duì)西部大。區(qū)塊見(jiàn)水時(shí)間與射孔底界距水頂距離相關(guān)，大部分生產(chǎn)井無(wú)水期天數(shù)與射孔底界距水頂距離呈正相關(guān)關(guān)系，見(jiàn)水時(shí)間快的井射孔底界距水頂距離較近。如R1-18井，位于油藏東邊部，射孔底部同水頂距離為同一高度，油井投產(chǎn)即見(jiàn)水，并很快水淹（見(jiàn)圖4）。

2.2 油水黏度比

油水黏度比是影響含水變化的主要因素。對(duì)中高黏度的油田，開(kāi)發(fā)前期含水率上升較快，開(kāi)發(fā)后期含水率上升較慢，在高含水階段采出程度占的比例較大，而低黏度油田則與此相反。R1區(qū)塊地下原油黏度比較大，原油黏度為57.3，油水黏度比為139.8。從童氏圖版曲線可以看出，區(qū)塊的含水與采出程度曲線呈明顯的凸型，含水上升快，采出程度低（見(jiàn)圖5）。

2.3 非均質(zhì)性

圖5 R1區(qū)塊童氏圖版曲線

圖6 R1區(qū)塊KI4層滲透率分布圖

三角洲砂巖油田儲(chǔ)層具有非均質(zhì)性，會(huì)造成油田某些層層間干擾較大。其非均質(zhì)性主要表現(xiàn)為平面、層間和層內(nèi)三個(gè)方面的差異。這方面的差異也是導(dǎo)致區(qū)塊開(kāi)發(fā)過(guò)程中含水上升快的原因之一[8-12]。

2.3.1 平面差異 油層滲透率在平面上都是非均質(zhì)的，且經(jīng)常表現(xiàn)出一定的方向性（各向異性）。從區(qū)塊滲透率平面圖可以看出，區(qū)塊滲透率分布東部較高，西部低，這就容易引起邊水沿河道砂體突進(jìn)，另外由于儲(chǔ)集層的平面差異，處于不同位置的生產(chǎn)井會(huì)出現(xiàn)井間干擾的現(xiàn)象（見(jiàn)圖6）。

2.3.2 層間差異 區(qū)塊單井均采用油層合采的方式，油層跨度大，單井要開(kāi)采多個(gè)油層，各個(gè)油層性質(zhì)不同，就形成了層間差異。采油井內(nèi)各油層的地層壓力存在差異，而流壓是相同的，因而造成生產(chǎn)壓差的不同。好油層生產(chǎn)壓差大，出油多，差油層生產(chǎn)壓差小，出油少；加上好油層在較小的生產(chǎn)壓差下就能出油，而差油層則需要較大的生產(chǎn)壓差才能出油，從而加劇了層間矛盾，使差油層不發(fā)揮作用，好油層采油速度高水線推進(jìn)速度快，水淹速度也快。

2.3.3 層內(nèi)差異 層內(nèi)差異是指一個(gè)單油層內(nèi)部由于縱向上非均質(zhì)性而形成的油水滲流差異，區(qū)塊屬于正韻律沉積和復(fù)合韻律河道沉積砂體，油層底部水驅(qū)油效率高，但波及體積增長(zhǎng)慢，總的開(kāi)采效果差。

3 穩(wěn)油控水對(duì)策研究

3.1 機(jī)械封堵

3.1.1 油水界面 油水界面移動(dòng)主要受構(gòu)造影響，隨開(kāi)采時(shí)間而變化。區(qū)塊的主產(chǎn)層KI4層的原始油水界面為-740 m，經(jīng)過(guò)這幾年的開(kāi)發(fā)，油水界面已整體上移，并且東部略高于西部，開(kāi)采過(guò)程中也無(wú)統(tǒng)一的油水界面。根據(jù)油井的含水率分析，按保守計(jì)算，取整個(gè)油藏油水界面移動(dòng)速度為5 m/a，東部的邊部井已全部水淹，東部的油水界面為-710 m，西部的油水界面為-715 m。

3.1.2 堵水研究 目前區(qū)塊含水高于60%的井有6口，邊部的4口和中部的2口，針對(duì)這些井做堵水研究，封堵其最下部射孔含油層段，開(kāi)展數(shù)值模擬。

圖7 堵水措施日產(chǎn)油曲線

圖8 堵水措施綜合含水率曲線

對(duì)比分析：封堵6口高含水井后，區(qū)塊含水整體有明顯下降，能有效起到抑制全區(qū)含水上升的作用，并且區(qū)塊產(chǎn)油量也有所上升，效果較好（見(jiàn)圖7、圖8）。

綜合乍得現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際，采用常規(guī)機(jī)械堵水的方法，即用封隔器及相應(yīng)的管柱卡堵出水層，解決油井各油層間的干擾，達(dá)到增加油井產(chǎn)油量，減少產(chǎn)水量的目的。

3.2 提液采油

對(duì)油井進(jìn)行提液時(shí)，應(yīng)該遵循以下原則：（1）選好提液井位：應(yīng)當(dāng)從整體出發(fā)，減少層間干擾，以免造成油井單井增油而區(qū)塊整體水平下降。井間距很小的油井不宜提液；二線井不宜提液，如一線井特高含水后暫時(shí)關(guān)井或控制產(chǎn)水量，此時(shí)可提液。（2）油層厚度薄的井一般不宜提液。（3）選擇合理壓差：生產(chǎn)壓差與地層壓力水平有直接聯(lián)系，選擇位于原始地層壓力附近的油井提液效果好。對(duì)于天然能量開(kāi)發(fā)油井，選擇動(dòng)液面位置淺的油井提液。

針對(duì)R1區(qū)塊，本文通過(guò)油藏?cái)?shù)值模擬研究，主要分析三個(gè)方面：油井提液部位優(yōu)選；油井提液時(shí)機(jī)優(yōu)選，油井提液幅度優(yōu)選。

3.2.1 合理提液部位優(yōu)選 為了解在油藏不同的部位提液對(duì)油藏開(kāi)發(fā)的影響，將區(qū)塊不同部位的井進(jìn)行提液研究，方案設(shè)置原則：盡量減少提液井間的干擾；不同方案中提液后增加液量基本一致。根據(jù)此原則設(shè)置三個(gè)提液方案：高部位提液、中部位提液、低部位提液。

通過(guò)指標(biāo)對(duì)比分析，提液后不同方案累產(chǎn)油與不提液時(shí)的累產(chǎn)油變化對(duì)比發(fā)現(xiàn)，無(wú)論在低部位、中部位、高部位提液，都具有一定增油效果（見(jiàn)圖9）。

結(jié)合方案含水變化與采收率關(guān)系來(lái)看，三個(gè)方案中，在低部位和中部位提液都效果較好，高部位提液效果較差；低部位提液采出程度最高（見(jiàn)圖10）。

3.2.2 合理提液時(shí)機(jī)優(yōu)選 在不同含水階段，以相同的提液幅度進(jìn)行提液，研究提液時(shí)機(jī)對(duì)累產(chǎn)油以及含水上升規(guī)律的影響情況，以確定合理提液時(shí)機(jī)。

在目前生產(chǎn)模型的基礎(chǔ)上，分別模擬了在含水率為50%、60%、70%時(shí)刻，以極限產(chǎn)量（即合理提液幅度）的提液幅度進(jìn)行提液（見(jiàn)圖11）。在含水50%階段提液，累產(chǎn)油的增幅與在含水60%時(shí)刻提液效果相差不大，且大于在含水70%時(shí)刻提液；說(shuō)明合理的提液時(shí)機(jī)在含水率達(dá)到50%～60%時(shí)刻，不適合在含水過(guò)高的情況下進(jìn)行提液（見(jiàn)圖12）。

圖9 不同提液部位日產(chǎn)油曲線

圖10 不同提液部位累產(chǎn)油曲線

圖11 不同提液時(shí)機(jī)日產(chǎn)油曲線

圖12 不同提液時(shí)機(jī)累產(chǎn)油曲線

3.2.3 合理提液幅度優(yōu)選 如果邊水油藏提液幅度過(guò)大，會(huì)引起含水大幅度上升，增產(chǎn)效果變差。通過(guò)數(shù)值模擬計(jì)算研究在某一含水階段，提液幅度對(duì)累產(chǎn)油量以及含水上升規(guī)律的影響情況，以確定合理的提液幅度。

在目前生產(chǎn)模型的基礎(chǔ)上，初始階段以低采液速度生產(chǎn)，當(dāng)含水達(dá)到60%時(shí)，進(jìn)行提液。該方案分別模擬了提液幅度分別為1倍、1.25倍、1.5倍，模擬不同提液幅度對(duì)生產(chǎn)規(guī)律的影響（見(jiàn)圖13）。

圖13 不同提液幅度日產(chǎn)油曲線

圖14 不同提液幅度累產(chǎn)油曲線

當(dāng)提液幅度為1.5倍時(shí)，累產(chǎn)油增長(zhǎng)緩慢，與提液幅度為1.25倍時(shí)的累產(chǎn)油相差不大（見(jiàn)圖14）。因此，在區(qū)塊中高含水期，提液幅度不能過(guò)大，提液幅度大，會(huì)導(dǎo)致含水上升較快，縮短有效開(kāi)發(fā)時(shí)間。

3.3 井網(wǎng)加密

3.3.1 井網(wǎng)方式 根據(jù)目前的開(kāi)發(fā)方案評(píng)價(jià)，R1區(qū)塊井網(wǎng)形式選擇主要綜合考慮以下幾點(diǎn)：（1）對(duì)油藏控制能力強(qiáng)，主力油層不放過(guò)，儲(chǔ)量損失少。（2）在油田開(kāi)發(fā)初期，由于對(duì)地下油層分布認(rèn)識(shí)還有許多不確定性，因此井網(wǎng)部署一定要為以后的井網(wǎng)調(diào)整留有余地，有比較大的靈活性。（3）在滿足油田產(chǎn)油能力的條件下，權(quán)衡井網(wǎng)密度、采收率、經(jīng)濟(jì)效益三者之間的關(guān)系，實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)效益最大化。

R1區(qū)塊屬于較整裝的構(gòu)造油藏，油層分布相對(duì)比較穩(wěn)定，但非均質(zhì)性較強(qiáng)，目前的不規(guī)則井網(wǎng)已能滿足三者要求，故采用此不規(guī)則井網(wǎng)。

3.3.2 井網(wǎng)密度 井網(wǎng)密度是直接影響油田開(kāi)發(fā)技術(shù)和經(jīng)濟(jì)指標(biāo)的主要因素。井網(wǎng)密度選擇的基本原則是：（1）有效地控制和動(dòng)用絕大多數(shù)油層和儲(chǔ)量；（2）能滿足國(guó)家對(duì)原油產(chǎn)量的要求；（3）具有較好的經(jīng)濟(jì)效益。

3.3.2.1 合理采油速度法 根據(jù)地質(zhì)和流體物性，計(jì)算在一定的生產(chǎn)壓差下，滿足合理采油速度要求所需的油井?dāng)?shù)和總井?dāng)?shù)，從而計(jì)算出所需的井網(wǎng)密度：

據(jù)調(diào)查顯示，糖尿病患者中有46.4%同時(shí)患高血壓，23.2%的高血壓患者并存糖尿病[2]。兩者有共同的致病因素，包括年齡增大、肥胖、生活習(xí)慣差等。兩者病癥伴隨發(fā)展、互相影響：糖尿病患者體內(nèi)糖代謝紊亂，會(huì)糖化血液、組織中的某些成分，形成動(dòng)脈硬化；高血壓患者體內(nèi)中脂肪堆積、血管壁增厚變硬使血管彈性減退，使局部組織出現(xiàn)缺血缺氧的情況，加重糖尿病病情，造成惡性循環(huán)[3]。高血壓伴糖尿病患者病情若得不到有效控制，會(huì)傷及血管、心、腦、腎等器官，增加冠心病、腦卒中、慢性腎功能衰竭等疾病風(fēng)險(xiǎn)。

3.3.2.2 最終采收率法 根據(jù)謝爾卡喬夫研究，井網(wǎng)密度和采收率關(guān)系有以下關(guān)系式：

3.3.2.3 經(jīng)驗(yàn)法 從我國(guó)許多油田的生產(chǎn)實(shí)踐說(shuō)明，井距縮小，采收率有明顯提高。關(guān)于井網(wǎng)密度與采收率的關(guān)系，中國(guó)石油勘探開(kāi)發(fā)研究院根據(jù)144個(gè)油田或開(kāi)發(fā)單元的實(shí)際資料，將流動(dòng)系數(shù)（K/μ）劃分為5個(gè)區(qū)間，分別回歸出5個(gè)區(qū)間的原油采收率與井網(wǎng)密度的關(guān)系（見(jiàn)表1）。

表1 不同類型油藏井網(wǎng)密度與采收率關(guān)系式表

3.3.2.4 經(jīng)濟(jì)法 經(jīng)濟(jì)井網(wǎng)密度是隨著油田開(kāi)發(fā)的深入和技術(shù)經(jīng)濟(jì)條件的改變而變化的，是一個(gè)動(dòng)態(tài)指標(biāo)，通常是指考慮了油價(jià)和財(cái)稅政策等條件所計(jì)算出的井網(wǎng)密度。它包括經(jīng)濟(jì)最佳井網(wǎng)密度和經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度。

經(jīng)濟(jì)最佳井網(wǎng)密度：

經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度：

根據(jù)以上公式可以求出油價(jià)為50$/bbl的情況下，不同計(jì)算方法綜合的區(qū)塊合理井網(wǎng)密度為7.7口/平方千米，井距為360 m；目前井網(wǎng)密度為4口/平方千米，井距為400 m～500 m，區(qū)塊有加密調(diào)整潛力。故考慮完善井網(wǎng)失控區(qū)，在油藏東南構(gòu)造高部位的井網(wǎng)失控區(qū)部署開(kāi)發(fā)井2口，提高剩余油動(dòng)用程度，達(dá)到提高采收率的效果（見(jiàn)表2）。

4 應(yīng)用效果

針對(duì)區(qū)塊油井液量低、開(kāi)發(fā)效果差的實(shí)際情況，優(yōu)選邊部2口井進(jìn)行堵水工藝措施，并優(yōu)選地層壓力保持較高且供液能力較充足的3口油井開(kāi)展了提液試驗(yàn)，均見(jiàn)到明顯增油效果。統(tǒng)計(jì)結(jié)果表明，2口堵水井堵水前日產(chǎn)液分別為9 m3、13 m3，綜合含水率均為60%，堵水后日產(chǎn)液分別為7 m3、10 m3，綜合含水率均在5%以內(nèi)，平均單井日產(chǎn)增油4 m3；3口提液油井提液前泵排量分別在10 m3/d～25 m3/d，平均單井日產(chǎn)液18 m3，綜合含水率65%，提液后排量在15 m3/d～35 m3/d，與提液前相比，平均排液量提高了7 m3/d，平均單井日產(chǎn)油增加了3.5 m3，綜合含水率下降了10.6%，取得了良好的效果。

5 結(jié)論與建議

通過(guò)上述綜合研究，使得對(duì)區(qū)塊認(rèn)識(shí)程度不斷加深，并在此基礎(chǔ)上針對(duì)存在問(wèn)題對(duì)癥下藥，及時(shí)提出符合油田實(shí)際情況的開(kāi)發(fā)思路，為提高油田開(kāi)發(fā)效果理清了研究思路和研究方向，同時(shí)提出了一系列的穩(wěn)油控水技術(shù)，使油田擺脫了以往較為被動(dòng)的生產(chǎn)局面，歸納起來(lái)有如下幾點(diǎn)：

（2）針對(duì)高含水的油井，可封堵其最下部射孔含油層段，能控制含水上升并且產(chǎn)油量也有所上升。

（3）初期以較低的產(chǎn)液量生產(chǎn)，在含水60%以后進(jìn)行提液效果較好；后期提液幅度應(yīng)該控制在1.25倍左右，并優(yōu)先對(duì)低部位油井提液，既能提高采出程度，又能控制含水上升。

（4）區(qū)塊的東南構(gòu)造高部位可部署2口開(kāi)發(fā)井，完善井網(wǎng)失控區(qū)，達(dá)到提高采收率的效果。

符號(hào)注釋：

S-井網(wǎng)密度，口/平方千米；N-地質(zhì)儲(chǔ)量，m3；Vo-采油速度，無(wú)因次；a-計(jì)算系數(shù)，無(wú)因次；K-滲透率，10-3μm2；h-油層厚度，m；ΔP-生產(chǎn)壓差，MPa；Rot-油井?dāng)?shù)與總井?dāng)?shù)之比，無(wú)因次；A-含油面積，km2；ER-采收率，無(wú)因次；ED-驅(qū)油效率，無(wú)因次；Sb-經(jīng)濟(jì)最佳井網(wǎng)密度，口/平方千米；Sm-經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度，口/平方千米；C-原油商品率，無(wú)因次；P-油價(jià)，美元/桶；O-成本，美元/桶；ID-單井鉆井投資，美元/口；IB-單井鉆井投資，美元/口；R-貸款利率，無(wú)因次；T-開(kāi)發(fā)年限，年。

表2 R1區(qū)塊井網(wǎng)密度計(jì)算表

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