吳起油田A井區(qū)高含水原因分析

安 曉，李幫軍

（1.西安石油大學(xué)，陜西西安 710065；2.延長石油股份有限公司吳起采油廠，陜西延安 717600）

吳起油田A井區(qū)高含水原因分析

安 曉1，李幫軍2

（1.西安石油大學(xué)，陜西西安 710065；2.延長石油股份有限公司吳起采油廠，陜西延安 717600）

高含水期油田存在的主要問題為：注水井注入水沿儲層滲流阻力小的優(yōu)勢流場區(qū)域無效循環(huán)，采油井含水率高，儲層剩余油零散分布，油田開發(fā)初期的配產(chǎn)配注參數(shù)對于高含水期已經(jīng)不再適用。因此，本文以吳起油田A井區(qū)為例，通過井組及單井分析，結(jié)合綜合開發(fā)曲線，分析研究區(qū)油井高含水原因。研究區(qū)高含水的原因既有地質(zhì)因素又有工程因素，地質(zhì)原因包括構(gòu)造、裂縫、儲層非均質(zhì)性3個方面；工程原因包括超破壓注水、井網(wǎng)適應(yīng)性以及人工壓裂時機(jī)性選擇3個方面。故明確儲層地質(zhì)特征以及合理的施工方式是低孔低滲油藏開發(fā)的先決條件。

高含水；構(gòu)造；裂縫；超破壓注水；人工壓裂

吳起油田A井區(qū)位于伊陜斜坡中南部，晚三疊世沉積環(huán)境總體屬于延長組沉積坳陷的中心部位，主力開采層為A4，屬三角洲前緣亞相沉積，水下分流河道比較發(fā)育，局部發(fā)育分流間灣沉積。儲層巖性以淺灰、灰色中－細(xì)粒長石巖屑砂巖為主。砂巖的主要礦物成分為長石。油藏的原始地層壓力為13.32 MPa，油層平均地面原油密度為0.88 g/cm3，含油飽和度為23%，地層壓力系數(shù)0.45，平均孔隙度為11%，屬于低壓低孔特低滲油藏?？紫督M合類型為粒間孔-溶孔組合，粒間孔是本研究區(qū)延長組儲層的主要孔隙類型，這種孔隙一般孔徑較大，分布范圍在0.05 mm～0.1 mm，屬于典型的大孔隙儲層。

A井區(qū)于2008年投入注水開發(fā)，油井?dāng)?shù)和水井?dāng)?shù)明顯增加，共投入油井267口，水井34口，平均單井日產(chǎn)液2.8 m3，平均單井日產(chǎn)油1.9 m3，含水率為31%，平均單井日注水量7.2 m3。截止目前，整體油井含水率較低，但已有17.6%的井進(jìn)入高含水階段，應(yīng)對高含水井進(jìn)行分析，找出高含水原因，并在后期開發(fā)中提出相應(yīng)措施進(jìn)行調(diào)整。A井區(qū)于2004年開始滾動開發(fā)，主要開發(fā)層位有A4、A5、A6。2005年有6口油井投產(chǎn)，平均單井日產(chǎn)液量為3.9 m3，平均單井日產(chǎn)油為1.3 m3。2006年有79口油井投產(chǎn)，隨著開發(fā)年限的增加，投產(chǎn)的油井?dāng)?shù)量不斷增加。2007年共投產(chǎn)油井201口，平均單井日產(chǎn)液4.7 m3，平均單井日產(chǎn)油3.4 m3，含水率為29%。根據(jù)區(qū)域大地構(gòu)造應(yīng)力場分析，A井區(qū)儲層裂縫方向為北東-南西向。根據(jù)油溝油田壓裂油井的裂縫監(jiān)測資料分析，A井區(qū)儲層的人工壓裂裂縫方向為NE-WS35°～45°，為垂直裂縫。研究區(qū)A-12井的壓裂成果（見圖1，圖2，表1）。

表1 A-12井人工裂縫數(shù)據(jù)表

綜合以上分析，考慮到最大主應(yīng)力方向、人工裂縫方向，并且鑒于本次研究主要是在已有井網(wǎng)的基礎(chǔ)上進(jìn)行轉(zhuǎn)注部署，注水井井排方向整體應(yīng)調(diào)整為北東-南西向，并且盡量確定在NE-WS35°～45°?？紤]到研究區(qū)目前采用菱形反九點面積注水方式，對于裂縫方為平行于注水井排及與注水井排呈43度角的情況下，讓菱形的長對角線與裂縫方向一致，拉長裂縫線上的注采井距，縮短裂縫線兩側(cè)的注采排，再考慮到面積井網(wǎng)系統(tǒng)的波及系數(shù)比線性井網(wǎng)系統(tǒng)更高，所以這種井網(wǎng)有利于建立有效的壓力驅(qū)替系統(tǒng)，從而延緩裂縫線上采油井的見水周期，加快裂縫線兩側(cè)采油井的見效速度，達(dá)到改善整個油藏水驅(qū)效果的目的。

圖1 A-12井裂縫監(jiān)測方位圖

圖2 A-12井裂縫長度高度圖

1 井組分析

1.1 A-126井組

該井組目前有6口生產(chǎn)井，分別為A-2井、A-3井、A-4井、A-5井、A-6井、A-7井，其開井時間為2005年5月-2006年7月；A-12井起初為采油井，在2008年11月轉(zhuǎn)注，屬于滯后注水，日配注量為35 m3。6口生產(chǎn)油井的投產(chǎn)層位均為A4、注水井與受益油井注采統(tǒng)一（見圖3～圖5）。

圖3 A-126井組生產(chǎn)曲線

圖4 A-126井組油水井?dāng)?shù)

圖5 A-126井組注入量與注采比

在通過對A-126井組的裂縫檢測以及生產(chǎn)曲線發(fā)現(xiàn)，研究區(qū)的天然裂縫并不發(fā)育，但是油藏的水進(jìn)方向和出水特征都顯示出較強(qiáng)的裂縫特征。因此可以初步判斷研究區(qū)雖然天然裂縫不發(fā)育，但在后期開發(fā)過程中超破壓注水和人工壓裂形成的高壓注水縫及壓裂縫分布比較廣泛，成為研究區(qū)部分油井高含水的主要原因之一。在超前注水過程中部分井采用超破壓注水方案，短時間內(nèi)能明顯提升注采井生產(chǎn)壓差，在一定程度上能夠提高單井產(chǎn)量。但是，隨注水開發(fā)的不斷進(jìn)行，超破壓注水形成的高壓注水縫成為造成油田高含水的主要原因[1]。

從該井組綜合開采曲線可明顯看出，自2008年11月A-12井轉(zhuǎn)注后，井組注水見效，產(chǎn)液量和產(chǎn)油量均有小幅上升，含水穩(wěn)步上升，這主要是由于A-6井含水突然上升，在2011年12月A-6井生產(chǎn)明水關(guān)停后，井組綜合含水出現(xiàn)斷崖式下降。

綜上所述，該井組整體生產(chǎn)情況良好，只有A-6井在注水后即2008年11月含水突然上升，直至2011年12月出明水。下面就著重對該井進(jìn)行單井分析。

1.2 A-18井組

該井組目前有6口生產(chǎn)井，分別為A-176井、A-16井、A-15井、A-14井、A-177井、A-180井，其開井時間為2005年5月-2006年7月；A-16井起初為采油井，該井2006年9月水壓投產(chǎn)A4、A5，孔段2 033 m～2 035 m/2 m，2 043 m～2 046 m/3 m，加砂 30 m3，初產(chǎn)7.5 m3/d，含水50%，方案調(diào)整前產(chǎn)液 1.3 m3/d，含水90%（套管漏），后調(diào)整為注水井，并于2008年7月轉(zhuǎn)注，屬于滯后注水，日配注量為35 m3。6口生產(chǎn)油井的投產(chǎn)層位均為長4++5-1、注水井與受益油井注采統(tǒng)一（見圖6～圖8）。

圖6 A-18井組生產(chǎn)曲線

圖7 A-18井組油水井?dāng)?shù)

在通過對A-18井組的裂縫檢測以及生產(chǎn)曲線發(fā)現(xiàn)，研究區(qū)的天然裂縫并不發(fā)育，但是油藏的水進(jìn)方向和出水特征都顯示出較強(qiáng)的裂縫特征。因此可以初步判斷研究區(qū)雖然天然裂縫不發(fā)育，但在后期開發(fā)過程中超破壓注水和人工壓裂形成的高壓注水縫及壓裂縫分布比較廣泛，成為研究區(qū)部分油井高含水的主要原因之一。

圖8 A-18井組注水量與注采比

從該井組綜合生產(chǎn)曲線可明顯看出，自2008年11月研究區(qū)實施大規(guī)模注水后，井組注水見效，產(chǎn)液量和產(chǎn)油量均有小幅上升，含水穩(wěn)步上升，這主要是由于A-16井含水突然上升，在2010年12月A-16井生產(chǎn)明水關(guān)停后，井組綜合含水出現(xiàn)小幅度下降。

綜上所述，該井組整體生產(chǎn)情況良好，只有A-176井和A-177井在注水后即2008年11月含水突然上升，直至2011年12月出明水。下面就著重對該井進(jìn)行單井分析。

2 單井分析

2.1 A-6井

A-126井組中的A-6井于2006年7月投產(chǎn)A4，初產(chǎn)7.50 m3/d，含水4%。2008年11月，產(chǎn)液3.5 m3/d，含水突然上升至48%，2011年12月產(chǎn)液7.3 m3/d，出明水，2012年10月明水停抽，停時產(chǎn)液6.5×100%，測氯根17 239 mg/L。2013年進(jìn)行了堵水作業(yè)，但未見效果。其生產(chǎn)曲線（見圖9）。

圖9 A-6井生產(chǎn)曲線

從A-6井開采曲線可知：該井在2008年11月（即A-12井轉(zhuǎn)注）后含水階梯式上升，月產(chǎn)液量穩(wěn)步上升，月產(chǎn)油量逐漸下降。該井注水見效快，但見水后含水上升也快。

圖10 A-16井生產(chǎn)曲線

分析該井含水上升的原因：

（1）該井的射孔段在儲層上下均無含水層，且從生產(chǎn)動態(tài)上分析，儲層出水的可能性不大。

（2）該井周圍有A-12井和A-13井兩口注水井，注采對應(yīng)關(guān)系較好，且該區(qū)域的裂縫方向為NE～SW43°，注入水很有可能沿裂縫方向突進(jìn)，造成A-6井水淹。

2.2 A-16井

A-18井組中的A-16井于2006年6月投產(chǎn)A4，初產(chǎn)10.50 m3/d，含水3%。2008年11月，產(chǎn)液3.5 m3/d，含水突然上升至95%，2011年12月產(chǎn)液3.85 m3/d，出明水，于2010年12月停抽，后于2011年12月復(fù)抽，截至目前含水率為100%，測氯根18 139 mg/L。其生產(chǎn)曲線（見圖10）。

分析該井含水上升的原因：

（1）該井的射孔段在儲層上下均無含水層，且從生產(chǎn)動態(tài)上分析，儲層出水的可能性不大。

（2）該井周圍有注水井A-18，注采對應(yīng)關(guān)系較好，且該區(qū)域的裂縫方向為NE～SW43°，注入水很有可能沿裂縫方向突進(jìn)，造成A-16井方向性水淹。

A井區(qū)油藏大部分油井含水處于中低含水期，通過對目前油井含水狀況進(jìn)行分類研究發(fā)現(xiàn)目前整體油井含水率較低，但已有17.6%的井進(jìn)入高含水階段，這些高含水井在開發(fā)初期往往產(chǎn)量較高，隨著開發(fā)的進(jìn)行含水率急劇上升，反映了開發(fā)初期裂縫不發(fā)育或裂縫張開度小，使得注入水在基質(zhì)孔隙和裂縫中的滲流速度慢，故油井在開發(fā)初期處于低含水階段。由于基質(zhì)滲透率相對較低，注入水在井底擴(kuò)散緩慢，所以注水壓力會急劇上升，當(dāng)急劇上升的注水壓力超過地層破裂壓力時，使地層發(fā)生破裂或儲層中裂縫張開度小的裂縫的張開度變大，使得注入水在裂縫中的滲流速度明顯加快，注入水沿裂縫方向突進(jìn)到油井，致使油井見水后含水率急劇上升[2]。

3 結(jié)論與認(rèn)識

A井區(qū)油井高含水的原因是多方面的，既有地質(zhì)上的原因又有工程上的原因。地質(zhì)原因為該地區(qū)裂縫不發(fā)育且孔隙半徑較大，注入水易沿高滲孔道滲流；工程上的原因主要包括超前注水實施效果、井網(wǎng)適應(yīng)性，注水產(chǎn)生的裂縫是研究區(qū)高含水的主要原因，主要為超破壓注水形成的高壓注水縫和人工壓裂產(chǎn)生的壓裂縫，當(dāng)二者溝通時，便造成注入水沿裂縫水竄，油井高含水。

［1］屈樂，孫衛(wèi)，謝佃和，湯愛云，劉哲.牛圈湖油田開發(fā)初期高含水原因探析［J］.西北大學(xué)學(xué)報：自然科學(xué)版，2011，41（6）：1037-1043.

［2］張英志，鄭希科，李眾煥，等.油井高含水原因分析及測井檢測方法［J］.測井技術(shù)，2006，30（1）：97-99.

Analysis of reasons for high water in A area of Wuqi oilfield

AN Xiao1，LI Bangjun2
（1.Xi'an Shiyou University，Xi'an Shanxi 710065，China；2.Production Plant Wuqi of Yanchang Petroleum Ltd.，Yan'an Shanxi 717600，China）

The main problems existing in high water cut period are the injection of dominant flow of regional water along reservoir with low resistance invalid circulation,water cut wells rate is high,the reservoir remaining oil scattered distribution,with production and injection parameters at the initial stage of oilfield development is not suitable for high water cut period.Therefore,based on the A well area of Wuqi oilfield as an example,through the analysis of single well and well group,combined with the comprehensive exploit curve,analysis of the reason of high water cut.The reasons for high water cut in the study area include both geological and engineering factors.Geological factors include three aspects,including structure,fracture and reservoir heterogeneity.Engineering factors include 3 aspects,too,over break pressure water injection,well pattern adaptability and artificial fracturing timing.Therefore,it is a prerequisite for the development of low porosity and low permeability reservoirs to make clear the geological characteristics of reservoir and reasonable construction mode.

high water cut；structure；fracture；super broken water injection；artificial fracturing

TE357.62

A

1673-5285（2017）12-0008-06

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.12.003

2017－11-15