低渗透底水油藏油井见水类型及影响因素研究

低渗透底水油藏油井见水类型及影响因素研究

董峙驿

(大庆油田有限责任公司第一采油厂    黑龙江省大庆市163451)

摘    要：低渗透油气藏具储量大、分布广特点，是我国现阶段与未来油气勘探开发的重要资源类型和领域。在低渗透油藏中，除边底水较活跃的油藏外，一般均需注水补充地层能量。水驱类型（天然水驱和人工注水）和注入水类型的多样性（清水和产出水）、储层地质条件的复杂性等使得判断油井见水类型较困难，很难提出有针对性的抑制含水上升的措施，导致油田开发效果较差。因此，对该类油藏油井见水类型的研究显得尤为重要。目前主要是对边底水不发育油藏的研究，而对边底水较发育的油藏，如何准确判断油井见水类型对后期合理开发政策的制定和油田的长期稳产亦至关重要。

关键词：见水类型;边底水;含水率;含盐量

1引言

边底水较发育的低渗透油藏受储层特征、人为开发政策和工程等因素影响，很难确定油藏的见水类型，导致油井见水后不能制定出针对性开发措施。以水驱原理、油藏地质特征为基础，以矿场监测资料为辅助，对油井见水前后的动态进行分析，判断油井见水类型及影响因素。

2  油藏概况

S区块延9油藏，沉积微相属水上分流河道夹水上天然堤，水动力条件较强，垂向上具下粗上细间断性正韵律。储层砂体基本连片，构造对油水分布具明显控制作用。储层非均质性严重，储层孔隙度12.88%，渗透率7.6×10-3 μm2，属典型边底水较发育的低渗透油藏。该油藏边水主要来自油藏NE向、SW向和NW向，边水最大厚度13.9 m。底水在油藏内呈片状或土豆状，主要分布在油藏内西南方向、油藏中部及东北方向附近，底水厚度4～8 m。延9油藏主要含油层为延92油层，内层夹层不发育，底水多与油层直接接触。延92与延93间的隔层分布较稳定，厚度多在2 m以上，延93储层水体不会对油藏开发产生影响。

油藏于2012年投产，探明含油面积6.8 km2，探明石油储量276.0×104 t，采出程度5.97%。近年来，井区含水上升速度较快，水淹井数不断增多，含水率在80%以上的油井占总油井数的50.6%，产能损失严重。为此，需确定油井见水类型，归纳导致油井含水上升的因素，为后期合理政策的制定提供依据。

3  油井见水影响因素分析

3.1  底水接触类型

据底水与油层间隔夹层厚度的大小和底水对油藏开发的影响程度，将底水接触类型划分A、B、C 3类，S区块延9油藏A类油井有28口，B类油井有7口，C类油井有49口，3类油井投产后含水变化规律不同：

（1）A类油井油层与底水直接接触，油井投产后含水上升最快。其原因为油井投产后，原始压力平衡系统被打破，在井底周围首先形成压降漏斗，并逐渐向井筒远处延伸，导致井底处油层压力小于底水层压力，在这个压差作用下底水呈锥状向上推进。如油井产量大于临界产量，油井短时间内会爆性水淹。编制油藏开发方案时，需确定这类油井的临界产量，使其在低于临界产量下投产，开发过程中如油井含水快速上升，可采用压锥或打隔板方法抑制底水锥进。

（2）B类油井油层与底水间有薄夹层或泥岩，厚度小于2 m。这类井生产后，底水是否影响油井生产，与压裂规模有关。当油井压裂规模大时可能压穿夹层，油井投产后产量高于临界产量也会导致底水锥进。

（3）C类油井油层与底水间有稳定的泥岩隔夹层，厚度大于2 m。这类井生产后，隔夹层的存在阻止了底水的锥进，底水不会对油井产生影响，油井投产后含水上升与底水无关。

通过见水类型，确定A、B、C 3类油井中分别有15口、7口和11口油井已见水，其中见地层水的油井分别占该类见水油井的66.7%、14.3%和47.8%。C类中见地层水的油井均处于油藏边部，由边水内推作用引起，说明底水与油层接触关系是影响油井见水类型的重要因素。

3.2  储层非均质性影响

储层垂向上的正韵律特性使得储层非均质性严重，注水后开发矛盾增大，尤其是在注水井全层段射开条件下，正韵律储层越靠近底部，储层物性越好，注入水进入底部储层越多，水线推进速度越快。加上水的重力作用，使更多注入水进入储层下部，导致底水锥进和油井水淹。说明储层的正韵律特性和注水井的全层段射孔是导致油井水淹的一个非常重要因素。在正韵律储层内，注水井注水时建议在砂体顶部注水;在现有注水井条件下建议采用改善剖面的调驱技术调整吸水剖面。

3.3  构造影响

S区块延9油藏为典型构造-岩性油气藏，油井初始含水率与构造呈反相关性。受边水影响，构造低部位油井投产后，边水很快到达油井，油井见水。区内受边水影响的油井有12口，平均见水时间8个月，见水后主要呈突变型含水上升规律。为延缓边部油井见水，需对油井进行合理配产，一旦油井见水后将这些井转注，以抑制边水的内推。

3.4  压裂规模对油井含水上升的影响

当夹层较薄时，油井压裂可能会压穿夹层，这样沟通了油层和底水，油井开采后引起底水锥进。如，H5-11井，射孔段为2 317～2 319 m，经3次加砂压裂，加砂量总计19 m3，射孔段油层与下部油水层间夹层厚1 m，底水厚4.7 m，对应水井H4-11井和H6-11井均注入淡水。油井投产后，含水率快速上升，含盐量测试证实为地层水，说明压裂时压穿夹层，引起底水锥进，导致含水快速上升。这类油井开发时，在准确认识隔夹层分布和底水分布的基础上，应做好压裂设计，严格控制施工过程。

3.5  井网的影响

S区块延9油藏以不规则的菱形反九点井网为主，实际井网密度为18.2口/km2，合理井网密度15.5口/km2。实际井网密度偏大，实际井距小于合理井距，导致油井過早见水。因此，在目前注采系统下，油井见水时间早，菱形反九点井网中边井水淹较严重。建议把边部高含井转注，调整菱形反九点井网为排状注水井网。

4  结论及建议

（1） S区块延9油藏油井见水类型主要是地层水，次为注入水。油井见水类型不同，见水后采出水含盐量变化规律也不同。受储层非均质性和注水井射孔段长度影响，油井见注入水后采出水的含盐量不是接近于注入水的含盐量，而是介于原始地层水含盐量和注入水含盐量之间。

（2） 影响S区块延9油藏油井见水类型主要因素是储层地质因素，如底水接触类型、油藏沉积特点和构造特征等，次为开发政策，如注入水类型和井网井距，最后是工程因素，如套破、压裂等。

（3） 对不同见水类型油井宜采取不同控制含水上升的方法：①正韵律特征明显，且注水井下部层段吸水量大的注水井进行调剖、调驱等改善水驱油流度比[9];②油层下部油水同层、含油水层等发育的油井建议论证油井产量，合理配产，避免底水锥进;③在菱形反九点井网边井水淹较严重的井组区域，将边井转注，适时进行排状注水;④对套破井，在剩余油饱和度较高的情况下进行侧钻;⑤对因压裂规模大压穿底水导致夹层导致底水锥进的油井进行封堵老缝压新缝。

参考文献

[1]    姬伟，梁冬，黄战卫，等.安塞油田见水特征分析及高中含水井增产工艺[J].石油钻采工艺，2014，36（6）：86-89.

[2]    吕承烨，王新华，罗晓娥.安塞油田长10油藏见水类型判断[J].化工管理.2014（6）：260-261.

[3]    韩永泉，胡宇舟，刘永涛，等.耿271区长*油藏见水方向分析及治理措施[J].化学工程与装备，2015（12）：125-127，149.

作者简介：董峙驿 ，男（汉族） ，2020年6月毕业于西南石油大学，石油工程专业，工学学士学位，毕业以来主要从事油气田开发管理及地质动态分析等相关工作。