劉金寶

延長(zhǎng)油田股份有限公司子北采油廠，陜西延安 717300

1 研究區(qū)概況

子北采油廠隸屬于延長(zhǎng)油田股份有限公司，位于陜西省子長(zhǎng)縣北部，管轄子北油田和澗峪岔油，本文研究的子北油田玉家灣區(qū)位于子長(zhǎng)縣玉家灣鎮(zhèn)境內(nèi)。

2 研究的目的和意義

子北采油廠目前有總井?dāng)?shù)4996口，開(kāi)井?dāng)?shù)3934口，關(guān)停的1062口井中，含水率超過(guò)90%的油井有908口，占關(guān)停井?dāng)?shù)的85.5%。子北油田玉家灣區(qū)自2003年注水以來(lái)，2003年所有測(cè)產(chǎn)井平均含水率為60.7%，2004年為63.83%，2005年為66.8%，2006年為70.35%，2007年為70.5%。含水率是在逐年遞增，也從側(cè)面反映出產(chǎn)量的逐年遞減。截至2010年8月，子北油田玉家灣區(qū)有油井1474口，開(kāi)抽1380口，平均日產(chǎn)液1262.8噸，綜合含水80%。當(dāng)年新投產(chǎn)井161口，日產(chǎn)液644噸，綜合含水高達(dá)85%[1]。高含水井已成為制約子北采油廠油田開(kāi)發(fā)整體效益提高的重要因素。因此，開(kāi)展高含水井綜合治理技術(shù)研究有十分重要的意義。

3 造成高含水的主要因素

造成油井高含水的原因比較復(fù)雜，有工程原因，也有地質(zhì)原因；有先天原因，也有后天原因。本文主要從以下幾個(gè)方面論述。

3.1 油水分異較差，油水混儲(chǔ)，初期油井含水高

據(jù)儲(chǔ)層評(píng)價(jià)結(jié)果，子北采油廠儲(chǔ)層以特低孔、特低滲儲(chǔ)層為主。而且孔喉半徑小，排驅(qū)壓力高，不利于油水在儲(chǔ)層中滲流，加之地層較平緩，所以油水分異較差。據(jù)相滲分析圖，油水相對(duì)滲透率的交叉點(diǎn)對(duì)應(yīng)的含水飽和度小于50%，說(shuō)明儲(chǔ)層為弱親油儲(chǔ)層，這也使得油水分異更加困難。

由于子北油田玉家灣區(qū)油水分布特點(diǎn)就是“油水混儲(chǔ)”，所以油井壓裂后油水共同產(chǎn)出，新井含水率一版在60%～80%。以2011年4月壓裂的探井理960井為例，該井主力油層長(zhǎng)61，測(cè)井顯示低阻、八側(cè)向與中深感應(yīng)分離較明顯，解釋結(jié)論為“油水同層”，試油選擇671～673米段，預(yù)計(jì)壓后含水率80%。試油一月后統(tǒng)計(jì)產(chǎn)量數(shù)據(jù)，綜合含水率86%，比預(yù)計(jì)含水率略高。

3.2 人工裂縫導(dǎo)致注入水沿裂縫竄進(jìn)

子北油田玉家灣區(qū)現(xiàn)在主要在路家寺區(qū)塊注水，該區(qū)注水井均為2003年由采油井轉(zhuǎn)注。由于儲(chǔ)層特低滲，自然求產(chǎn)無(wú)工業(yè)油流，子北油田的采油井均采用壓裂求產(chǎn)，并且2003年子北油田開(kāi)始注水以前新井壓裂的加砂量都比較大。以注水井2038井為例，1999年7月首壓644.2米-647.2米段，加砂23方；1999年12月，二壓684.5米-686.5米段，加砂22方。另外一口注水井2048井，1999年6月首壓682.4米-685.4米段，加砂32方；2000年11月，二壓636.4米-638.4米段，加砂20方。加砂規(guī)模如此之大，而井距小于200米，油藏注水后，注入水很容易沿裂縫竄進(jìn)，使沿裂縫方向上的采油井見(jiàn)水快，油藏含水上升快，可能在很短的時(shí)間內(nèi)就進(jìn)入高含水階段，而位于裂縫兩側(cè)的油井見(jiàn)效慢，壓力恢復(fù)慢。因此裂縫在注水開(kāi)發(fā)過(guò)程中會(huì)導(dǎo)致嚴(yán)重的平面矛盾，使油井注水見(jiàn)效及水淹特征具有明顯的方向性。

3.3 油源不足是油田高含水的主要原因

油源不足是子北油田玉家灣區(qū)高含水的主要原因，主要證據(jù)有：

1）研究區(qū)內(nèi)烴源巖條件相對(duì)較差

鄂爾多斯盆地是在古生代沉積基礎(chǔ)上形成和發(fā)展起來(lái)的中生代大型內(nèi)陸坳陷型盆地，晚三疊紀(jì)延長(zhǎng)世是盆地湖泊發(fā)育的全盛時(shí)期，長(zhǎng)7期沉積的暗色泥巖發(fā)育，厚度大，主要生油化學(xué)指標(biāo)均達(dá)到好的生油巖級(jí)別，是鄂爾多斯盆地中生界最主要生油巖。

從鄂爾多斯盆地中生界長(zhǎng)7優(yōu)質(zhì)油源巖分布圖中可以看出，子北油田所在的子長(zhǎng)縣遠(yuǎn)離生油中心。玉家灣區(qū)2007年以來(lái)所打的探井基本鉆穿長(zhǎng)7層后完鉆，長(zhǎng)7烴源巖的厚度最大也只有10m左右。而長(zhǎng)7是整個(gè)鄂爾多斯盆地的最大湖泛面，也就是說(shuō)長(zhǎng)7為整個(gè)延長(zhǎng)組的最好的烴源巖層位，長(zhǎng)6的烴源巖其品質(zhì)比長(zhǎng)7肯定要差，所以，對(duì)于子北采油廠的長(zhǎng)6油層組而言，其烴源供給不夠。

2）原始含油飽和度相對(duì)較低

將子北油田玉家灣區(qū)與相鄰的區(qū)域進(jìn)行對(duì)比，可以發(fā)現(xiàn)延長(zhǎng)組長(zhǎng)6油層組的原始含油飽和度最高者為安塞縣杏河區(qū)，含油飽和度高達(dá)50.5%；其次為同處于子長(zhǎng)縣的子長(zhǎng)油田安定區(qū)，含油飽和度為50%；而位于子北油田趙家臺(tái)探明儲(chǔ)量區(qū)的含油飽和度最低，僅為49%。與烴源巖分布相同，含油飽和度從東南向西北有變低的趨勢(shì)，這從另外一個(gè)角度佐證了油源不足是子北采油廠油藏高含水的主要原因[2]。

3）運(yùn)移條件差是油田高含水的重要原因

據(jù)烴源巖評(píng)價(jià)和油源對(duì)比結(jié)果，子北油田玉家灣區(qū)原油可能主要來(lái)自研究區(qū)西南部的烴源巖。所以子北油田玉家灣區(qū)油藏的形成要靠西南部油源經(jīng)較長(zhǎng)距離的側(cè)向運(yùn)移，但由于延長(zhǎng)組的長(zhǎng)4+5、長(zhǎng)6儲(chǔ)層主要為特低孔、特低滲儲(chǔ)層，并且各油層亞組為整合接觸，無(wú)不整合面存在，陜北斜坡帶坡降僅為8-10米/千米，地層傾角不足1°，造成油氣運(yùn)移的通道和動(dòng)力條件均較差。

3.4 固井質(zhì)量差，串槽嚴(yán)重

固井是油、水井建井過(guò)程中的重要環(huán)節(jié)，固井質(zhì)量的好壞將直接影響到井的使用壽命，將影響到整個(gè)注、采期間能否順利進(jìn)行生產(chǎn)。對(duì)于采油井，如果固井質(zhì)量不好導(dǎo)致生產(chǎn)層間以及生產(chǎn)層與非生產(chǎn)層間竄通，如果是水竄，那么采液中的含水量升高，將造成能源的浪費(fèi)；如果是油竄，按規(guī)劃不該采的層系被動(dòng)用，將影響整個(gè)采油規(guī)劃的實(shí)施。對(duì)于注水井，如果固井質(zhì)量不好導(dǎo)致注入水亂竄，影響注入效果，還將破壞一個(gè)區(qū)域的地應(yīng)力平衡，引起大面積的套管損壞，造成巨大的浪費(fèi)。

3.5 層間矛盾突出導(dǎo)致油井高含水

由于產(chǎn)能建設(shè)的需要，子北油田玉家灣區(qū)在新井投產(chǎn)時(shí)就同時(shí)壓開(kāi)兩段甚至三段含油顯示較好的油層，以期求得較高的初產(chǎn)，延緩油井遞減。但是在見(jiàn)到一定效果的同時(shí)，也有部分油井出現(xiàn)高含水層位壓力偏高, 抑制了其他低壓層出油, 增加了層間矛盾, 致使油井含水居高不下。以2011年3月12日壓裂的1048-1井為例，同時(shí)壓開(kāi)892-894米段和859-861米段，投產(chǎn)后含水率高達(dá)88%。而2011年3月9日壓裂同一井組的1048-2井，只壓開(kāi)852-854米段，投產(chǎn)后含水率僅為81%。

4 高含水井的治理措施

針對(duì)子北油田玉家灣區(qū)的各類高含水井，分別給出以下相應(yīng)的治理措施。

4.1 非注水區(qū)高含水井治理措施

4.1.1 非注水區(qū)高含水舊井

高產(chǎn)液高含水井：

此類油井需要進(jìn)行檢測(cè)漏點(diǎn)，在相應(yīng)位置下入封隔器堵水。工程測(cè)井技術(shù)中的多種方法包括機(jī)械井徑系列、聲波測(cè)井系列、方位測(cè)井系列、電磁測(cè)井系列、可見(jiàn)光測(cè)井系列均可有效地檢測(cè)套管技術(shù)狀況。目前在子北采油廠應(yīng)用效果較好的是電磁探傷測(cè)井儀，該儀器可檢測(cè)儀器外兩層鋼管的損壞情況，即在油管內(nèi)檢測(cè)油管和油層套管的損壞情況，在油層套管內(nèi)檢測(cè)油層套管和表層套管的損壞情況。在油管中測(cè)量套管的壁厚變化及損壞，節(jié)省了檢查套管情況時(shí)起、下油管的作業(yè)費(fèi)用，這一特點(diǎn)使得對(duì)油、水井井身結(jié)構(gòu)損壞進(jìn)行普查“體檢”成為可能。檢測(cè)管子的損壞情況包括：裂縫（縱縫、橫縫）、腐蝕、射孔、內(nèi)外管的厚度等。

低產(chǎn)液高含水井：

對(duì)于工程原因造成的低產(chǎn)液高含水井，如果動(dòng)液面高，泵況較差，則進(jìn)行檢泵換泵之后油井產(chǎn)量會(huì)大幅度增加；如果動(dòng)液面高，泵況良好但是井口不出液，則需要對(duì)油管管體和螺紋進(jìn)行檢查，找到漏點(diǎn)進(jìn)行修復(fù)或更換。

對(duì)于儲(chǔ)層物性好但污染嚴(yán)重造成的低產(chǎn)液高含水井，為解除油井近井地帶污染，使近井地帶的滲透性得以恢復(fù)和改善，應(yīng)用化學(xué)法處理儲(chǔ)層技術(shù)就是目前解決這類問(wèn)題較為廣泛的增產(chǎn)措施之一。化學(xué)法處理儲(chǔ)層主要指用各種化學(xué)劑和地層組分及外來(lái)物質(zhì)發(fā)生化學(xué)物理反應(yīng)，產(chǎn)生溶蝕或消除作用，達(dá)到恢復(fù)和改善近井地帶滲透性之目的，其中子北采油廠應(yīng)用最為廣泛的是綜合解堵技術(shù)。此外，壓裂也可以有效解除近井地帶油層污染。

對(duì)于儲(chǔ)層物性差造成的低產(chǎn)液高含水井，原壓裂層段改造價(jià)值不大，可以選擇備用油層段壓裂。子北采油廠多數(shù)油井都有長(zhǎng)4＋52、長(zhǎng)61、長(zhǎng)62、長(zhǎng)63等多個(gè)油層亞組含油，其中長(zhǎng)61、長(zhǎng)62一般也有多段砂層含油，可以選擇的空間較大。通過(guò)二次壓裂可以有效地改善近井地帶滲流環(huán)境，增加油井產(chǎn)能。

4.1.2 非注水區(qū)高含水新井

為了解決新井水大的問(wèn)題，子北采油廠在壓裂工藝上開(kāi)展了很多有益的嘗試，其中比較有效的有堵水壓裂和孚盛砂壓裂。

堵水壓裂：

堵水壓裂主要針對(duì)砂體厚度大于20m，邊水、底水較為發(fā)育但隔層不發(fā)育的塊狀長(zhǎng)2油層，以及油層厚度小于6m，邊水、底水較為發(fā)育但無(wú)隔層或者隔層為厚度小于1m的脆性巖層的長(zhǎng)6油層。工藝原理是在壓裂過(guò)程中，將攜砂液與堵水驅(qū)油劑交替注入，通過(guò)壓力與排量、砂比等控制將堵水驅(qū)油劑置入射孔段，而達(dá)到堵水驅(qū)油的效果。工藝流程是“破壓→打入適量堵劑→頂替→停泵30min→正常加砂→壓后關(guān)井72小時(shí)→投產(chǎn)”。

2007年子北采油廠共堵水壓裂作業(yè)28口，增油3263.87噸，每噸原油價(jià)格按3000元計(jì)算，共計(jì)979.16萬(wàn)元，堵水壓裂成本168萬(wàn)元，利潤(rùn)811.16萬(wàn)元，投入產(chǎn)出比1：5.83。主要是針對(duì)新井中底水發(fā)育，正常壓裂難以控制底水的油井，通過(guò)嘗試堵水壓裂，取得了很好的效果，日產(chǎn)液量較高在（4-15m3之間），含水不高（在50%-75%之間）。這種壓裂工藝的突破，對(duì)今后新區(qū)邊緣井的開(kāi)發(fā)具有很大的指導(dǎo)作用。

孚盛砂壓裂：

孚盛砂具有透油阻水的特點(diǎn)，即“增大水的界面張力，降低油的界面張力”，其表現(xiàn)為在常壓下可以透油不透水，在加壓的情況下，油的滲透率為水的滲透率的三倍。

2010年子北采油廠開(kāi)展了孚盛砂壓裂試驗(yàn)，選取4組計(jì)8口新井用孚盛砂和石英砂對(duì)比，其中子北油田玉家灣區(qū)3217井組穩(wěn)油控水效果明顯。對(duì)3217-1用孚盛砂壓裂，另外對(duì)3217-4采用石英砂壓裂進(jìn)行效果對(duì)比。

采用孚盛砂壓裂井產(chǎn)液、含水與普通石英砂壓裂對(duì)比顯示，3217-1含水率明顯比3217-4井低10%左右，孚盛砂產(chǎn)液較好，日平均含水比比較穩(wěn)定，3217-4井含水有上升趨勢(shì)。總體來(lái)看，孚盛砂壓裂在解決如何有效開(kāi)發(fā)底水發(fā)育的油藏中起到了一定作用，穩(wěn)油控水的效果比較明顯，產(chǎn)油量有了較明顯的提高。

4.2 注水區(qū)高含水井治理措施

4.2.1 注采系統(tǒng)不完善的高含水井治理措施

注水井網(wǎng)調(diào)整：

路家寺注水區(qū)的注采系統(tǒng)調(diào)整迫在眉睫，為使所有油井得到控制，建議建議適當(dāng)增加注水井的數(shù)量，以完善注采系統(tǒng).根據(jù)前述注采井之間的關(guān)系、沉積微相的展布等，為了提高波及體積及面積，建議進(jìn)行井網(wǎng)完善。

注水層位調(diào)整：

如果注水井的注水層位與油井的開(kāi)采層位保持一致，則油井見(jiàn)效更快，產(chǎn)量增高，穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間亦長(zhǎng)，而如果注水層位與油井開(kāi)采層位不一致，則有可能使得油井在無(wú)其他增產(chǎn)措施下無(wú)法提高采收率，建議的注水井：2030 、3040由原長(zhǎng)61變注長(zhǎng)62；2071由原長(zhǎng)63變注長(zhǎng)61等。

轉(zhuǎn)注及恢復(fù)停注井：

對(duì)于注采系統(tǒng)不平衡的區(qū)塊、有采無(wú)注的區(qū)塊等，進(jìn)行采油井轉(zhuǎn)成注水井。建議把產(chǎn)量不好以及無(wú)產(chǎn)量的以下幾口油井轉(zhuǎn)注：2137、3130、2016、2051、2129、3043、3081井等。積極引進(jìn)新工藝恢復(fù)停注井，在套破水井上實(shí)施下小套管工藝恢復(fù)注水。結(jié)合反九點(diǎn)井網(wǎng)逐步實(shí)施油井轉(zhuǎn)注，提高全油田注采對(duì)應(yīng)率，提高水驅(qū)油效率，最終提高采收率。雖然成本比較高，但是這是必由之路。

開(kāi)采層位調(diào)整：

對(duì)于還未開(kāi)采的有效層位，如：長(zhǎng)4+5、長(zhǎng)63、長(zhǎng)64油層組，建議進(jìn)行選擇性開(kāi)采。長(zhǎng)62及長(zhǎng)61中仍有未動(dòng)用的油層，是下一步的挖潛層。根據(jù)注采井之間的對(duì)應(yīng)關(guān)系，進(jìn)行補(bǔ)孔，提高動(dòng)用程度及波及體積。

4.2.2 對(duì)應(yīng)的注水井地層條件差的高含水井治理措施

對(duì)因污染堵塞的注水井實(shí)施解堵，在非均質(zhì)較嚴(yán)重的區(qū)域?qū)嵤┧{(diào)剖、油井堵水，改善注采剖面，控制高滲大孔道，使含油比較富集的低滲層充分發(fā)揮采油潛力，提高油層利用率，降低區(qū)域綜合含水。

針對(duì)含水率較高的油井，對(duì)應(yīng)附近的注水井而采取相關(guān)措施，大力發(fā)展堵水調(diào)剖技術(shù)，是我國(guó)原油穩(wěn)產(chǎn)高產(chǎn)的一項(xiàng)行之有效的技術(shù)措施，應(yīng)用最廣的是大分子聚合物類堵水調(diào)剖劑。本研究區(qū)2044、2238、3001、理230、2082、2085等油井含水率較高，對(duì)應(yīng)的注水井為：2048、2080、理252、3017、3005、2059等，建議的堵水調(diào)剖的注水井有2048、理252、3017、3005。

5 結(jié)論及認(rèn)識(shí)

1）油層孔喉細(xì)小、比表面積大、滲透率低、油源不足是油田高含水的主要原因；

2）對(duì)于非注水區(qū)油井高含水可以采取以下治理措施：開(kāi)采層位調(diào)整，措施調(diào)整，確定合理的初期產(chǎn)能，制定合理的采油速度，制定合理的生產(chǎn)壓差，優(yōu)化壓裂工藝；

3）對(duì)于注水區(qū)油井高含水可以采取以下治理措施：注水井網(wǎng)調(diào)整，堵水調(diào)剖，注水層位調(diào)整，制定合理的注水強(qiáng)度和注采比，選擇合理的注水時(shí)機(jī)。

[1]薛國(guó)強(qiáng)，劉金寶，等.子北采油廠志.吉林電子出版社，長(zhǎng)春：2010：56-82.

[2]趙靖舟，時(shí)保紅，等.鄂爾多斯盆地高含水油藏李家岔長(zhǎng)6油藏成藏機(jī)理.蘭州大學(xué)學(xué)報(bào)（自然科學(xué)版），2008，8：14-16.