葡南一断块西侧高含水井多原因分析及治理对策研究

葡南一断块西侧高含水井多原因分析及治理对策研究

唐博

大庆油田有限责任公司

摘 要：葡南一断块发育属于典型的水下窄小河道砂体，具有发育差、规模小、条带状明显的特点。该断块西侧形成局促断层封闭区，2012年加密后油井含水上升、产量递减速度加快，形成高含水井点多。本文通过对该区块油层构造、储层特征、见水原因分析的基础上，找出影响该区油井含水上升快的主要因素，分析已实施措施效果，总结和提出控制该区含水上升和产量递减的有效措施，改善该区开发效果。

关 键 词：葡南一断块西侧；高含水井；治理对策

前言

通过对葡南油田低渗透储层精细描述，细化和深化井区油藏的地质认识，并基于开发现状、见水原因分析的基础上,同时分析研究控制油井含水上升的办法，制定有针对性的注水井调整，投产点状水井，高含水油井转注，优选油水井酸化、油井堵水压裂等方法，为改善区块开发效果指明方向，提出高含水井的治理对策，为断层内部油井控制含水上升提供借鉴。

1 地质概况和开发现状

葡南油田构造上为大型鼻状构造，构造轴向345°，长轴15km，东西长约23km，两翼倾角2～3°，高点海拔-778.3m，构造面积270km²。葡一组油层顶面主要断层65条，均为正断层，主要断层同方向平行延伸，形成断层带,将整个构造切割成12个独立的断块。其中葡南油田一断块是葡南油田的主要含油断块之一，葡南油田一断块位于葡南油田东，南北长约8.1km，东西长约8.3km两翼倾角2～3°，断块整体呈西高东低，区块内解释断层38条，整体走向为南北向。开发层位为葡I组油层，该油层属三角洲前缘相沉积，共分三个砂岩组21个沉积单元：葡I1-5砂岩组为三角洲内前缘席状砂；葡I6-9砂岩组为三角洲内前缘水下分流河道砂；葡I10-11砂岩组为三角洲外前缘席状砂。原始地层压力为11.75Mpa，饱和压力为6.99Mpa。

葡南一断块西侧井区从2002年9月投入开发，采用300m×300m井距反九点法面积井网投产开发，已历经了18年，目前断层内部共有油井24口，水井10口，其中2013年加密油井13口，注采系统调整转注6口，2015年投产点状水井1口葡173-123。井网水驱控制程度从65.7%升高到了71.3%。截止到2019年6月，全区累计生产原油16.01×10⁴t，采油速度0.68%，采出程度26.78%，累计注水117.41×10⁴m³，累计注采比1.4 9，综合含水91.9%，地层压力7.69Mpa。针对该井区内高含水油井多，结合生产动态及其与相邻几口注水井的连通性进行分析，找出其高含水的真正原因，为下一步采取措施提供依据。

2 油井见水原因分析

截止到2019年6月，葡南油田一断块西侧油井的平均含水为91.9%，比葡南油田一断块整体的平均含水为89.8%，高出2.1%。葡南油田一断块西侧24油井中，其中有一口封井的油井，剩下23口正常生产油井，含水大于90%高含水井共有19口，占总井数的82.6%。将油井见水主要原因分为三类：单向连通占50%， 主力层及主产液层含水饱和度高占33%，储层非均质性强占17%。

2.1单向连通井多，造成高含水井数多

将这23口油井进行资料对比，发现单向连通比例54.2%。单向连通比例高，水驱方向单一是导致葡南油田一断块西侧油井高含水井数多的主要原因。

2.2储层非均质性强

葡南油田一断块葡Ⅰ组油层是一套细砂岩与灰绿色粉砂质泥岩组合，储层的沉积环境是以三角洲内前缘沉积为主，发育各种层理，储集层由砂泥岩薄互层组成，砂岩层数多，以粉细砂岩为主，单砂层厚度变化较大，具有较强的非均质性。砂体呈片状、条带状、断续条带状及透镜体分布。当储层平面非均质性较强时，平面矛盾大，在平面内容易导致注入水单向突进，油井见水或水淹。

2.3主力层及主产液层含水饱和度高

2013年加密的13口油井中，有6口油井投产后一直高含水，经分析原因是其主力油层水淹，储层含水饱和度偏高。

3 高含水井治理方法及对策

3.1完善注采关系

对于单向连通的井，可以采取投产点状注水井和高含水油井转注的办法，增加水驱方向，改善注采关系。

2013年对于六口高含水油井进行转注，转注后，新增来水方向8个，增加连通砂岩15.6m，连通有效8.2m。水驱控制程度由65.68%提高到71.3%，水驱控制程度增加5.62个百分点。

六口转注井1口点状井投产后周围6口老油井受效情况：日产液由58.2t上升到63t，增加4.8个百分点；日产油由8.4t上升到18.2t，增加9.8个百分点；含水由85.6%下降到71.1%，下降14.5%。

3.2油井堵水

主力油层高含水且剩余价值高的井可以将出水层位封堵；或通过降低层段注水量及周期注水的方式控制注入水。剩余价值低的井执行间抽。对于如葡185-S119井来说，2013年投产的加密井，投产初期取样含水99.0%，几乎不见油，经过分析发现其主力油层高度水淹，对于这类油井，可以采取高含水间抽制度，葡185-S119井2016年1月开始高含水间抽。

2016—2019年对5口注水井进行方案调整，控制高含水层注水65m³/d，提高薄差层段注水35m³/d。注水结构调整后，周围油井见效后综合含水下降2.4%，有效缓解平面矛盾，提高注水效率和油层动用状况。

截至目前已实施机械堵水4口，对比效果3口，平均单井初期日降水17.2m³，日增油1.2t，累计增油324t，累计降水6690m³。历年机堵井整体降水、增油效果较好。

3.3油井压裂

2016年-2019年共实施油井压裂8口，平均单井初期措施日增液5.58t，日增油2.31t，综合含水下降7.5个百分点，共累计增油6986t。如葡174-122井，投产点状注水井葡175-123后，注采关系完善，2017年3月对本井进行压裂措施改造，压裂初期井组日增液17.6t，日增油2.1t，累计增油1350t。

对于主力层及主产液层含水饱和度高的井来说，压裂也能起到一定的效果。例如葡181-121井，2013年2月投产，射开三个层段PI3、PI4^1.2、PI5，PI6以下都是油水同层，主力层及主产液层含水饱和度高。该井初期含水82.8%，2014年4月压裂，全井压裂。措施前日产液5.7t，日产液0.1t，含水率98.2％；措施后初期日产液5.9t，日产液1.0t，含水率83.7％；一直增产至2014年年底。累积增液143t，累积增油430t。

3.4酸化

主力油层高含水的油井，可以通过注水井方案调整和水井酸化的方法，加强接替层注水；储层平面非均质性较强时，水井酸化可以提高薄差层注水，减缓平面矛盾。

截止目前共有4口注水井酸化，累计增注5422方，酸化效果较好。

4 结论与认识

1. 葡南一断块西侧井区油井单向连通比例高是导致其含水上升速度快，高含水井数多的主要原因。

2. 对高含水油井井进行转注和投注点状注水井，进一步完善注采关系，是解决单向连通比例高和水驱控制程度低的有效方法。

3. 油井堵水可以有效地改善平面矛盾，改变水驱方向，提高注水波及面积，改善油井的开发效果。

参考文献

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[2]史成恩，潘增辉 . 特低渗透油田开发的主要做法 [J]，低渗透油气田，2000，5(3):57-69

[3]计秉玉，李彦兴 . 喇萨杏油田高含水期提高采收率的主要技术对策 [J]，大庆石油地质与开发，2004，23(5)

作者简介：

唐博，男，1994年出生，现任大庆油田有限责任公司第七采油厂第三油矿第五作业区注采五班采油工。