塔河12區(qū)奧陶系油藏初期產(chǎn)水主控因素及措施

劉坤巖，鄔興威，鄭松青，韓 東，司朝年

(中國(guó)石化石油勘探開(kāi)發(fā)研究院，北京 100083)

0 引言

塔河油田12區(qū)奧陶系油藏位于阿克庫(kù)勒凸起西北翼斜坡區(qū)，該區(qū)經(jīng)歷多期構(gòu)造、巖溶作用，裂縫、不同規(guī)模的溶蝕孔洞形成了油氣主要儲(chǔ)集空間。該油藏埋深大、巖溶期次多、非均質(zhì)性嚴(yán)重、原油重質(zhì)高黏[1]。目前油田已經(jīng)進(jìn)入中高含水期，單井含水上升快、產(chǎn)量遞減嚴(yán)重，高含水井比例高，開(kāi)采井的出水原因尚不明確，出水規(guī)律難以把握。目前，國(guó)內(nèi)外關(guān)于油藏產(chǎn)水研究多以油井生命周期為研究對(duì)象，研究時(shí)段跨度較大，對(duì)油藏開(kāi)發(fā)初期產(chǎn)水原因研究較少，也很少涉及古河道、井型設(shè)計(jì)等因素。因此，以塔河12區(qū)奧陶系縫洞型稠油油藏為研究對(duì)象，深入研究單井投產(chǎn)初期(0～90 d)高含水主控因素及主要措施。

1 單井投產(chǎn)初期高含水主控因素

1.1 構(gòu)造位置

研究區(qū)區(qū)域構(gòu)造變形作用強(qiáng)烈，奧陶系斷裂系統(tǒng)復(fù)雜，發(fā)育多條北東、北西向深大走滑斷裂[2－5]。古地貌研究發(fā)現(xiàn)，塔河12區(qū)北東區(qū)域古構(gòu)造高部位一間房組和部分鷹山組地層因構(gòu)造抬升遭受地層剝蝕嚴(yán)重[6－7]，尤其在斷裂及派生裂縫集中發(fā)育部位，地表水沿?cái)嗔衙鏉B入后溶蝕面增大，后期垮塌而形成負(fù)向地形;耐蝕部位則形成巖溶殘丘，殘丘頂部發(fā)育一定規(guī)模斷裂、裂縫，巖溶水沿?cái)嗔讶芪g在殘丘內(nèi)部形成具有一定規(guī)模及連通性的孔洞、溶孔。

在油氣運(yùn)移過(guò)程中，沿深大斷裂向上運(yùn)移的油氣在中下奧陶統(tǒng)不整合面區(qū)域順著連通性較好的次級(jí)斷裂及縫合線橫向運(yùn)移。根據(jù)油氣成藏理論，殘丘部位縫洞系統(tǒng)優(yōu)先捕獲油氣，其中水體被充分驅(qū)替，而負(fù)向地形部位的水體未被完全驅(qū)替而保存下來(lái)。

實(shí)鉆可知，巖溶洼地部位單井平均初期含水率為81%，巖溶殘丘部位初期單井平均含水率為4%。在殘丘發(fā)育區(qū)域，局部殘丘部位的投產(chǎn)井初期含水率較低;局部構(gòu)造洼地等負(fù)向地形部位的投產(chǎn)井初期測(cè)試為出水井或高含水井，證實(shí)了構(gòu)造位置對(duì)油井初期含水率具有重要影響。

1.2 古河道

通過(guò)古地貌恢復(fù)、敏感地震屬性提取開(kāi)展古河道刻畫(huà)。研究結(jié)果表明:研究區(qū)奧陶系分布有多條復(fù)雜地表水系，發(fā)達(dá)的地表水系能夠促進(jìn)河床底部及側(cè)岸巖溶，形成橫向連通性較好的儲(chǔ)集空間[8－9]。

在油氣運(yùn)移過(guò)程中，沿深大控源斷裂向上運(yùn)移的油氣在不整合面區(qū)域與古河道中砂礫巖體相匹配，河道側(cè)岸處于捕獲油氣的有利位置，油氣充注程度較高;河道槽谷部位的砂礫巖體雖然具備儲(chǔ)集空間，但位于捕獲油氣的不利位置，且該部位水體能量較高，油氣充注程度較低[10－12]。同時(shí)，槽谷及側(cè)岸低部位的儲(chǔ)集體在完井后的酸化壓裂過(guò)程中易溝通河道中的水體，一旦見(jiàn)水，水體會(huì)在短時(shí)間內(nèi)占據(jù)原油的流動(dòng)通道，油井含水率會(huì)迅速上升，甚至產(chǎn)生暴性水淹現(xiàn)象(圖1)。

圖1 古地表河發(fā)育區(qū)油氣富集模式

實(shí)鉆證明:位于河道側(cè)岸上部的油藏單井產(chǎn)能較高，生產(chǎn)初期大多含水率較低，開(kāi)發(fā)效果較好;位于河道側(cè)岸下部或河床槽谷部位的油藏單井產(chǎn)量較低，初期含水率較高甚至達(dá)到100%，開(kāi)發(fā)效果較差。

1.3 儲(chǔ)集體特征

1.3.1 儲(chǔ)集體發(fā)育程度較低

在巖溶覆蓋區(qū)，斷裂控制的裂縫型儲(chǔ)集體后期溶蝕改造程度有限，儲(chǔ)集空間相對(duì)較小，在油氣充注過(guò)程中油體規(guī)模較小。同時(shí)由于油質(zhì)黏稠，單井完鉆后實(shí)施的酸化壓裂措施易溝通油藏下部底水從而形成水流優(yōu)勢(shì)通道，井筒見(jiàn)水后含水會(huì)快速上升[13－14]。

典型裂縫型投產(chǎn)井開(kāi)展統(tǒng)計(jì)分析表明(表1)，裂縫型儲(chǔ)集體可采儲(chǔ)量普遍較低，均位于經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量門(mén)限值(2×104t)以下，投產(chǎn)井初期含水率為30% ～99%。

1.3.2 儲(chǔ)集體距風(fēng)化面垂向距離較遠(yuǎn)

在油氣沿不整合面橫向輸導(dǎo)過(guò)程中，距T74風(fēng)化面垂向距離較近的儲(chǔ)集體優(yōu)先捕獲油氣，垂向距離較遠(yuǎn)的縫洞儲(chǔ)集體油氣捕獲程度較低，造成該部位水體驅(qū)替程度弱，縫洞殘留水體發(fā)育，該類儲(chǔ)集體在開(kāi)發(fā)過(guò)程中通常被認(rèn)為是高含水層或水層。

表1 受儲(chǔ)集體類型影響的典型高含水井統(tǒng)計(jì)

實(shí)鉆證明:鉆遇距風(fēng)化面位置較深(約大于100 m)儲(chǔ)集體投產(chǎn)井初期含水率較高(75%～100%)，可采儲(chǔ)量較低(小于500 t);鉆遇距風(fēng)化面位置較近(小于100 m)儲(chǔ)集體單井初期含水率均較低(小于38%)。

1.3.3 井孔儲(chǔ)集體位于洞穴低部位

洞穴型儲(chǔ)集系統(tǒng)儲(chǔ)集體上部空間較大，下部由于溶蝕程度較低及充填物等因素影響，儲(chǔ)集空間相對(duì)有限[12]，在油氣充注過(guò)程中，可能導(dǎo)致儲(chǔ)集體低部位油氣未有效充注，或者由于后期油水重力分異作用，洞穴高部位油氣富集，低部位水體發(fā)育，水體賦存類型為洞穴底部殘留水。

實(shí)鉆證明:井孔儲(chǔ)集體位置偏低的單井生產(chǎn)初期通常表現(xiàn)為較高含水率。TH12410井(投產(chǎn)初期含水率為60%)和TH12323井(投產(chǎn)初期含水率為100%)均屬于此類型。

1.4 井型設(shè)計(jì)

張克銀[14]認(rèn)為塔河油田中下奧陶統(tǒng)頂面(T74)不整合面縱向上可劃分為:風(fēng)化殘積層、滲流層和潛流層，其中滲流層位于不整合面之下2～80 m，發(fā)育垂直溶孔或針狀溶孔的溶蝕孔洞層，孔洞發(fā)育具有縱橫向上的非均質(zhì)性。采用直井開(kāi)發(fā)該類型儲(chǔ)集體后，在鉆井過(guò)程中，針狀溶孔、溶蝕孔洞層儲(chǔ)集體鉆遇率較低，降低了油氣采收率，同時(shí)直井酸化壓裂易溝通周緣殘留水體，單井生產(chǎn)初期表現(xiàn)為高含水;采用水平井或大斜度井開(kāi)發(fā)模式后，則針狀溶孔鉆遇率大幅度提高，投產(chǎn)井初期含水明顯降低。

實(shí)鉆證明:風(fēng)化殼型溶蝕孔洞儲(chǔ)集體直井生產(chǎn)初期通常表現(xiàn)為較高含水率。TH12369井(投產(chǎn)初期含水率為90%)和TH12360井(投產(chǎn)初期含水率為79%)均屬于此類型。

2 降水增油措施

2.1 殘丘高點(diǎn)側(cè)鉆

TH12336井位于12區(qū)東部暴露巖溶發(fā)育區(qū)，該井T74頂深為5998 m，鉆井揭開(kāi)中—下奧陶統(tǒng)71 m，對(duì) T74下14～71 m井段進(jìn)行裸眼酸化壓裂，試油結(jié)論定為供液充足水層。TH12336井在巖溶洼地部位，采取殘丘高點(diǎn)側(cè)鉆的措施，實(shí)施后，初期含水率由100%降到0，初期日產(chǎn)油量由0.0 t/d增至15.2 t/d，計(jì)算可采儲(chǔ)量為1.3×104t。

2.2 縫洞體高點(diǎn)側(cè)鉆

TH12410井位于12區(qū)西部F1主控?cái)嗔褞?，該井T74頂深為6560 m，鉆井揭開(kāi)中—下奧陶統(tǒng)80 m，對(duì) T74下16～89 m井段進(jìn)行裸眼酸化壓裂，試油結(jié)論定為“低產(chǎn)油層”，初期含水為60%，因井筒高含水而關(guān)井。TH12410井處于大型洞穴低部位，其井孔位置位于油水界面以下，采取對(duì)儲(chǔ)集體高部位側(cè)鉆的措施，實(shí)施后，初期含水率由60%降到20%，初期日產(chǎn)油量由10.4 t/d增至25.3 t/d，計(jì)算可采儲(chǔ)量為2.9×104t。

2.3 水平井

TH12369井位于塔河12區(qū)F3斷裂帶東部風(fēng)化殼型溶蝕孔洞發(fā)育區(qū)，該井T74頂深為6019 m，鉆井揭開(kāi)中—下奧陶統(tǒng)126 m，對(duì)T74下40～80 m井段進(jìn)行裸眼酸化壓裂，開(kāi)井含水率為90%而關(guān)井。針對(duì)欠發(fā)育的風(fēng)化殼型溶蝕孔洞儲(chǔ)集體，采用大斜度井或水平井開(kāi)發(fā)措施，部署側(cè)鉆水平井TH12369CH，實(shí)施后，初期含水率由90.0%降到7.2%，初期日產(chǎn)油量由6 t/d增至66 t/d，計(jì)算可采儲(chǔ)量為2.03×104t。

3 結(jié)論

(1)塔河油田12區(qū)油藏開(kāi)發(fā)初期產(chǎn)水主控因素有儲(chǔ)集體類型、構(gòu)造位置、古河道、井型設(shè)計(jì)等。

(2)塔河油田12區(qū)產(chǎn)水特征具有明顯的分區(qū)性，即負(fù)向地形發(fā)育區(qū)、裂縫發(fā)育區(qū)、古地表水系發(fā)育區(qū)。在開(kāi)發(fā)井位部署中宜規(guī)避上述高風(fēng)險(xiǎn)區(qū)域。

(3)塔河12區(qū)奧陶系油藏采取殘丘高點(diǎn)側(cè)鉆、縫洞體高點(diǎn)側(cè)鉆、部署水平井措施后，降水增油效果顯著。

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