鄂爾多斯盆地顧屯油區(qū)高含水原因剖析及治理技術

張 鵬， 暢 斌， 王小鋒， 高 濤

(陜西延長石油(集團)有限責任公司 研究院,西安 710075)

致密砂巖儲集層在我國分布范圍廣、發(fā)育豐富，在油氣田探勘開發(fā)中占據舉足輕重的地位，加強儲集層致密砂巖油藏的研究至關重要.鄂爾多斯盆地是我國的第二大盆地，油氣資源豐富，尤其是三疊紀延長組致密砂巖大面積分布，以巖性油藏為主，但是油田高含水制約著勘探開發(fā)的進程，嚴重影響著油田的高產穩(wěn)產.針對高含水問題，國內外學者已做了一些分析研究及探討，師曉偉[1]、耿師江[2]、隆鋒[3]、顏素娟[4]、畢凱[5]提出了鉆井完善井網、深部調驅、高壓增注、分注、周期注水、機械堵水、化學調堵、油井擠灰堵水等技術，實現了穩(wěn)油控水的效果；昝輝[6]通過對水平井調堵施工參數進行了優(yōu)化，為綜合治理提供了依據；劉金寶[7]提出了高含水原因以及治理對策；束青林[8]等應用熱力采油、化學驅對高含水稠油油藏綜合治理；李榕[9]從油井產量、經濟效益相結合確定高含水油井的關停經濟界限.通過上述的文獻調研，本文基于前人研究的基礎之上，對陜北區(qū)域顧屯油區(qū)長6油藏含水上升原因剖析以及綜合治理策略進行闡述，以其達到對同類型高含水油藏有借鑒作用.

1 區(qū)域概況

顧屯區(qū)塊位于甘谷驛鄉(xiāng)境內，2008年進入勘探階段，2013年進入開發(fā)階段，區(qū)域面積為16.03 km2，動用面積為7.83 km2，動用儲量293.62萬t，油井總井數209口，油井開井數187口，水井總井數87口，水井開井數72口(表1).采用185 m×120 m的矩形反九點井網，井排距220 m×100 m.

表1 研究區(qū)歷年油水井投產情況井數統(tǒng)計

研究區(qū)平均單井月產油8.6 t，月產水23.9 m3；2014年1月研究區(qū)塊開始注水，平均單井月注水為73.4 m3；目前含水為73.5%，處于高含水階段，初期含水50%，注水之后含水平均提高了23.5%(圖1).

圖1 研究區(qū)油、水井生產動態(tài)統(tǒng)計

累計產液138 302 m3，累計產油49 977 t，累計注水156 641 m3，累計注采比1.13(圖2).2014年1月，月產液87.8 m3，累計產液1 160 m3，月注水1 213 m3，月注采比13.8.2014年1月至3月，油井總井數15口，其中開井數12口，水井總井數14口，其中:開井數13口，平均月注采比15.6.通過對油井射孔層位進行了統(tǒng)計(表2)，主力層位為長61，所占比例為85.3%，其次為長62.

表2 研究區(qū)油井射孔層位統(tǒng)計

目前研究區(qū)關停井共22口，分別為2016年1月關井1口和2017年2月關井21口.其中:含水100%的油井5口、特高含水油井9口、高含水油井8口.從投產到關井，持續(xù)時間平均為2.5年，油井生產時間很短，到底是什么原因所致，體現出了開發(fā)問題的嚴重性，所以開展此次工作,對高含水原因進行詳實的分析,以及尋求解決的對策.

2 高含水原因分析

2.1 區(qū)塊高含水分析

2.1.1相滲曲線分析

通過對研究區(qū)T06、T10兩口取芯井長61的2塊樣品進行了相對滲透率測試，得到四條相滲曲線(圖3).整體上而言，束縛水時含水飽和度接近46%，殘余油時含水飽和度接近70%，油水兩相等滲點含水飽和度平均為62%，屬于弱親水油藏，油水兩相區(qū)含水飽和度寬度平均為22%左右，開發(fā)難度較大，應加強無水期方面的研究.接下來對研究區(qū)實驗相滲曲線進行標準化處理.

(a) T06井7號樣品相滲曲線

(b) T10井6號樣品相滲曲線

圖4 研究區(qū)相對滲透率標準化處理曲線

含水率與油、水相對滲透率以及粘度的相互關系，具體含水率公式如式(1)所示：

(1)

對研究區(qū)相對滲透率曲線標準化處理[10]分析可得，束縛水飽和度為43.5%，油水兩相等滲點含水飽和度為61.5%，殘余油飽和度為24.1%，最終水相相對滲透率為0.203(圖4).束縛水飽和度高，原始含油飽和度低，兩相共滲區(qū)流動范圍窄，為典型特低滲透油藏特征.

2.1.2 水驅特征曲線分析

甲型水驅曲線[11]，如式(2)所示：

lg(WP+C)=a1+b1NP

(2)

式中：WP為累積產水量；NP為累積產油量；a1為與巖石、流體性質有關的常數，無量綱；b1為與地質條件、井網布置、油田管理措施有關或與水驅動用儲量有關的常數，無量綱；C為常數.

甲型水驅曲線的累積產油量NP和含水率fw的關系如下：

(3)

式中：c1=a1+lg(2.303b1)

當含水率fw=98%時，由式(3)得到預測可采儲量NR的關系式如下：

(4)

由式(3)除以式(4)可得含水率fw與采出程度RD的關系式：

(5)

實際含水率fw從45%上升到73.9%，采出程度達到了3.24%，介于童憲章[12]院士理論圖版采出程度15%～20%之間(圖5).

由圖6可知，a1=1.662、b1=0.049 9，由式c1=a1+lg(2.303b1)，可得c1=0.722 4.當含水率fw=98%時，可得NP=29.39萬t；RD=NP/N=10.01%.和童院士理論圖版采出程度相吻合，預測的采收率都大于10%，可采儲量潛力較大，應加強研究區(qū)高含水方面的研究及治理.

圖5 含水率與采出程度之間關系圖

圖6 累積產水量半對數與累積產油量之間關系圖

2.2 單井動態(tài)分析

首先對研究區(qū)5口含水已達到100%的井進行分析，5口井中最早投產的為201-2井，投產日期為2014年6月，其他井都是2015年5月及以后投產，2016年12月含水都達到了100%，進行了關井處理，平均生產周期為19個月(圖7).

圖7 含水率100%的井生產動態(tài)曲線

對研究區(qū)塊中所選的100口井含水率上升原因進行了分析統(tǒng)計，得知含水上升的原因主要為4類，分別為油水混儲、油層水淹、裂縫開啟、正?；|(表3).

表3 研究區(qū)高含水類型

2.2.1 油水混儲，初期含水高，油水分異較差

研究區(qū)此類儲集層主要為巖性油藏，油水界面不明顯，缺少邊、底水，初期含水高，油水分異較差，為典型的油水混儲類型.投產后含水基本達到了70%以上，曲線形態(tài)呈現較水平型、小幅S型等，如何控制含水快速上升是目前研究的重點和難點(圖8).

圖8 研究區(qū)代表性采油井含水率曲線

2.2.2 裂縫開啟，導致注入水竄進

裂縫是在應力條件下儲集層巖石產生機械性破壞，產生的斷裂構造無明顯位移.裂縫所具有的特征為發(fā)育不均勻性、普遍性、形態(tài)多樣性等.投產初期含水率平均為35%左右，平均持續(xù)時間17個月后，含水突然上升了50%，是由于儲集層裂縫的開啟，注入水竄進，導致含水快速上升(圖9).

圖9 研究區(qū)代表性采油井含水率曲線

2.2.3 正?；|條件下，含水上升規(guī)律

基質也稱雜基，是充填于儲集層巖石顆粒之間的微粒物質，其主要成分為水云母、高嶺石、綠泥石、蒙皂石、石英、長石等.研究區(qū)儲集層正?；|條件下，含水曲線形態(tài)呈現水平型、波浪型、低幅度S型等，含水上升率很慢，這樣類似的曲線特征，符合正?；|條件下含水上升規(guī)律性(圖10).

圖10 研究區(qū)代表性采油井含水率曲線

2.2.4 油層水淹

油層水淹指的是油田注水開發(fā)過程中油層內部水洗段分布情況，主要分為均勻水淹、底部水淹、中部水淹、多段水淹等四種類型.代表性油井剛開始含水35%左右，基本穩(wěn)產10個月后，含水突然上升到88%左右，后期含水繼續(xù)上升，屬于油層水淹型(圖11).

圖11 研究區(qū)代表性采油井含水率曲線

3 高含水綜合治理方法

高含水油藏綜合治理方法主要為改善注水技術、三次采油技術等.

改善注水技術主要包含改變液流方向性、周期注水、疏通、堵塞等.改變液流方向性通過關井、轉注等方法改變液流方向，進而達到了改變油藏開發(fā)效果的目的.周期注水.也稱間歇注水、不穩(wěn)定注水等，是改善高含水儲層非均質性水驅開發(fā)的有效方法之一.疏通技術主要包括提高水井注入能力、油井采油能力的所有措施，例如洗井、酸化、壓裂、補孔等.堵塞技術主要包括堵塞油、水井的水竄通道，例如采油井封隔器封堵高產水層、注水泥封堵，注水井調剖、深部調驅等.

三次采油技術目前國內外主要為氣驅、化學驅、微生物驅、熱力采油等，針對研究區(qū)同類型油藏主要有二氧化碳驅、空氣泡沫驅、微生物驅等.

4 結論

針對研究區(qū)目前的高含水狀況，以及通過區(qū)塊、單井等對其進行了分析研究，提出了含水上升的原因類型及治理措施等建議.

(1)研究區(qū)儲集層高含水原因主要為4種類型，分別是油水混儲、油層水淹、裂縫開啟、正?；|.

(2)高含水油藏綜合治理方法主要為改善注水技術、三次采油技術等.