姚軍朋，令狐松　(中國石油集團測井有限公司油氣評價中心，陜西 西安 710077)

常琳　(中國石油青海油田分公司勘探開發(fā)研究院，甘肅 敦煌 736200)

孫小艷　(新疆大學地質與礦業(yè)工程學院，新疆 烏魯木齊 830047)

季赟，鄧生青　(中國石油青海油田分公司勘探開發(fā)研究院，甘肅 敦煌 736200)

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LC砂礫巖油藏出水類型及控水對策研究

姚軍朋，令狐松(中國石油集團測井有限公司油氣評價中心，陜西 西安 710077)

常琳(中國石油青海油田分公司勘探開發(fā)研究院，甘肅 敦煌 736200)

孫小艷(新疆大學地質與礦業(yè)工程學院，新疆 烏魯木齊 830047)

季赟，鄧生青(中國石油青海油田分公司勘探開發(fā)研究院，甘肅 敦煌 736200)

[摘要]LC油藏是我國西部新投入開發(fā)的砂礫巖油田，開發(fā)過程中出水現象普遍，已經成為制約產量的主要原因之一，油井控水是該油藏開發(fā)的技術難題之一。在油藏生產動態(tài)資料分析基礎上，研究認為該油藏單井出水來源主要有4類，根據各種資料采用逐步排除法建立了出水來源多因素綜合識別模式，利用該模式并結合生產數據開展了單井產水類型及變化特征研究，根據不同類型井的出水狀況，通過深入分析出水機理和油藏出水分布規(guī)律，提出有效措施進行分類控水，現場應用取得良好效果。

[關鍵詞]砂礫巖；出水類型；出水成因；出水識別模式；分類控水對策

國內外砂礫巖油田開發(fā)實踐證明，砂礫巖油藏地質特征往往比較復雜，包括儲集層沉積特性、常規(guī)物性和孔隙結構以及縱橫向非均質性，給砂礫巖油藏開發(fā)帶來了很困難。雖然砂礫巖油藏的石油地質特征、開發(fā)技術與方法和砂巖油田有很多相似之處，但砂礫巖油藏存在著自身的許多特殊性導致開發(fā)過程仍然存在很多問題需要去研究。

LC砂礫巖油藏開發(fā)過程中存在產液量變化大、見水早、含水上升快、產油量遞減快、出水類型復雜、出水水源多樣等主要問題。究其原因，主要是LC油藏既有構造油藏特征又有巖性油藏特征，含油飽和度低，縱向油水間互，物性、含油性和電性層間差異大，油水層解釋符合率低，儲層薄、壓裂改造后產能低且易水竄。含水上升是產量下降的主要原因之一，油藏出水已成為影響油田穩(wěn)產、開發(fā)調整的關鍵因素。因此，急需建立油藏出水來源識別模式，搞清油藏產水來源和分布規(guī)律，確定有的放矢的控水對策，為采取有針對性的開發(fā)技術與綜合治理措施提供依據，對提高砂礫巖油藏采收率具有重要意義。

1油藏簡況

LC砂礫巖油藏發(fā)現于2008年，油藏位于古近系路樂河組，是砂礫沉積物滑塌再搬運而形成的近岸水下扇沉積。由于具有多物源、近距離、相變快、多期次沉積特點，表現出沉積粒度不均、空間展布復雜、儲層品質差且縱向差異大、非均質嚴重等特征。

該油藏于2009年5月進入試采，2009年11月開始試注水，2011年3月開始進入開發(fā)階段。截至2013年12月，油藏共投入采油井91口(開井58口)，平均單井日產油1.60t，年產油4.931×104t，綜合含水率76.4%。注水井43口(開井39口)，平均單井日注水14.61m3，年注水22.816×104m3，累計注水77.92×104m3。2013年年注采比1.32，累計注采比1.27。油藏階段自然遞減率42.58%，綜合遞減率34.56%。油藏沒有無水采油期，含水上升速度快。

2單井出水類型與特征

2.1油井出水來源及識別

1)返排工作液鉆井過程中泥漿濾液侵入地層，投產后井底壓力降低，產出的泥漿濾液進入井筒；此外，各種措施作業(yè)過程中，壓井液、壓裂液等也會侵入地層，開井后在壓差作用下從地層返排出來。

2)層內水主要有層內可動水和層內束縛水兩種。層內可動水是儲層內大孔隙中的地層水，電性特征上表現為含水儲層，通常分布于受構造控制的油水過渡區(qū)或水區(qū)，或受巖性、物性影響油驅水不徹底的儲層；層內束縛水是指由毛細管兩端壓力差決定能否流動的毛細管滯水，常因層內孔隙壓力降低而膨脹，部分變?yōu)榭蓜铀?/p>

3)層間水主要是指生產層射開后由于某種原因產出鄰層的水，而本身不含水。層間水一種以單獨的水層存在于油層之間，另一種以束縛水形式存在于層間泥質夾層中。

圖1　研究區(qū)砂礫巖油藏出水來源判識模式

4)注入水一方面是由于油藏本身發(fā)育微裂縫，注入水快速突進導致油層產出；另一方面是油井常需要壓裂改造來獲得產量，因壓裂規(guī)模偏大，縱向或平面上溝通注水井或導致注入水快速推進，產出注入水。

研究區(qū)砂礫巖油藏既受巖性影響又受構造影響，井型既有直井又有水平井，儲層改造既有壓裂又有酸化，單井出水來源十分復雜，油井出水現象普遍，出水來源識別成為綜合治理的關鍵。通過油井地質特征、生產動態(tài)特征和不同水源的影響因素分析，采用逐步排除法得到了出水來源識別模式[2]，具體如圖1所示。

2.2單井出水類型及變化特征

根據油井出水來源，依據單井生產數據及出水動態(tài)變化特征，可以將研究區(qū)單井出水類型分為4類(表1)。從水源來看，油井出水主要包括層間水、層內可動水、層內束縛水、注入水。

表1　單井出水類型及變化特征

2.2.1初期短暫出水型

這種出水類型見水井主要在投產初期1個月左右有水產出，隨后產水量會急劇下降，射孔投產井出水量一般小于3.0m3/d，壓裂、酸化措施井初期出水量較大。生產中表現為“水落油出”現象，隨排采時間的增加出水量在1～2月內急劇減小，以至不再產水(圖2)。

2.2.2微產水緩慢下降型

這種出水類型見水井主要分布在構造邊部的高束縛水低含油飽和度巖性油藏區(qū)，油層天然能量不足，巖性多為礫狀砂巖，細砂以下粒度組分含量高，產層厚度在2～6m之間，儲層物性為低孔低滲，微孔隙系統(tǒng)十分發(fā)育，孔隙壁上被大量毛細管水占據，致使束縛水含量高達40%以上。該類井投產后往往油水同出，總體產液量不高，有產量小于2m3/d的地層水產出，隨著生產時間的增加產水量有逐步減小的變化規(guī)律(圖3)。

圖2　初期短暫出水型見水井采油曲線(LA井)　　　　　圖3　微產水緩慢下降型見水井采油曲線(LB井)

2.2.3產水上升型

這種類型見水井一方面是油藏主力油層下部存在水層或油水同層投產即產出地層水，而處于油水邊界附近的井，長期開采之后邊水沿某一方向某個層位突進到產油層位，造成油井產出邊水。另一方面，因為工程施工原因導致油井出水，由于儲層縱向間距小、非均質性強，措施改造時壓裂規(guī)模偏大，縱向上溝通相鄰的含水儲層或壓裂竄層，同時壓裂或酸化時也會解放鄰近儲層或泥巖層中的高束縛水，使其變?yōu)榭蓜铀?，造成層間水產出。

該類井一般開井即見水，生產中出水一般較為穩(wěn)定，產水量一般大于2m3/d，或緩慢上升或波動變化，隨著含水上升產能逐漸下降(圖4)。

2.2.4產水快速上升型

這種出水類型為注水開發(fā)后見水井，生產初期以產油為主，不見水或有小量水產出，有2～6個月的無水或低含水采油期，出水快速上升的主要原因是由于注入水快速突進導致，含水率在短時間內快速上升，部分油井表現出暴性水淹特征(圖5)。由于油藏本身發(fā)育微裂縫，加之生產的非主力油層的井常需壓裂改造來獲得產量，部分井壓裂規(guī)模偏大，縱向或平面上溝通高含水地層，加快了注入水的突進，導致過早產出注入水，含水上升速度和原油產量下降速度主要取決于注入水突破生產層段中微裂縫的快慢程度，隨著含水率急劇上升，產能大幅下降。

圖4　產水上升型見水井采油曲線(LC井) 　　　　　　圖5　產水快速上升型見水井采油曲線(LD井)

3分類控水對策與實施效果

井間及同井不同開采層段之間，其出水特征和水源都存在差異[3]。綜合儲層物性、油水分布、水質分析、生產數據等資料，從出水分布規(guī)律研究入手，搞清出水油井分布特征[4，5]，最終采取分類控水對策進行綜合治理。

3.1出水分布規(guī)律研究

油藏單井出水來源主要為4類：層間水、層內可動水、層內束縛水、注入水；投產初期出水來源主要為層內束縛水，其次為層內可動水與層間水。隨著油藏注水開發(fā)的不斷推進，加之措施改造和工程因素，油藏出水類型不斷復雜化，逐漸有注入水產出或與地層水混合產出，規(guī)律如下：①構造高部主力油層物性好，可動油飽和度高，投產初期無水產出；非主力層物性差，束縛水飽和度高，普遍產出束縛水；②構造邊部和西部儲層物性差，可動水和束縛水含量高，投產初期油水同產，以可動水和束縛水產出為主；③構造高-中部物性好，為砂礫巖或含礫砂巖儲層，注入水突進速度快，見水后為注入水產出，構造中部注水見效后產水穩(wěn)定上升，構造邊部注水見效慢、產水低；④構造邊部儲層措施改造后易溝通縱向或平面含水層，主要為層間產水和注入水。

3.2分類控水對策及應用效果

不同類型的井出水原因不盡相同[6～9]，投產初期出水來源主要為層內束縛水，其次為層內可動水與層間水；注水開發(fā)后儲層易形成水竄通道，加之人工裂縫和天然裂縫，使得注水見效后快速水淹，主要為注入水。根據每口井的出水原因和變化規(guī)律，結合生產實際情況采取不同的治理措施進行分類控水[10]，有利于提高單井產量和油藏采收率。

3.2.1加強測井精細解釋，避免誤射含水層

層內可動水產出主要是因為誤射水層和含油水層。對研究區(qū)開展測井二次精細解釋研究，有效避免誤射水層，經研究共有11口井是由于儲層本身含水或測井認識有偏差導致投產后高含水。因此，采取封堵水層、補射油層的針對性控水措施，共作業(yè)油井4井次，3口井見到好的效果，年增油1522t。

3.2.2控制生產壓差或進行措施改造，抑制束縛水產出

圖6　抑制束縛水產出后的油井采油曲線(LE井)

毛細管滯留束縛水主要受毛細管兩端壓差大小的控制，隨著壓差由小到大變化，孔隙壁表面的部分束縛水就會變?yōu)榭蓜铀S著油流一起產出。針對該類出水井的控水措施，一方面是合理控制生產壓差，減小束縛水的產出；另一方面是采取酸化或壓裂措施，增加孔隙中油相的滲透率，無論哪種措施均是抑制孔隙壁上水的流動，增大孔隙中油的產出。

圖6為研究區(qū)LE井采油曲線圖，該井位于構造邊部巖性油藏區(qū)，屬低孔、高束縛水飽和度儲層，初期穩(wěn)定產出地層束縛水0.47m3/d、油0.24 t/d，2012年6月12日進行壓裂措施后水落油出，平均產出地層束縛水0.24m3/d、油2.88t/d。該類型見水井7口井采取了壓裂、酸化措施，4口井見到了良好的控水效果。

3.2.3進行堵水和嚴控壓裂規(guī)模治理層間水

對該類型油井采取有的放矢的綜合控水措施。首先，根據出水井產水特征、壓裂措施、鄰井(層)情況查找層間水來源，采取縱向或平面封堵出水層、補射油層。對3口直井進行了封堵出水層、補射油層作業(yè)，均見到了好的效果，1口水平井因井段長封堵措施效果不理想。

針對油水互層、層間距小的儲層，壓裂或酸化作業(yè)時采取小規(guī)模壓裂或酸化措施，控制壓裂、酸化規(guī)模，避免溝通鄰近水層或解放鄰層束縛水。2013年6月以來措施改造的10口井均取得了較好效果。

3.2.4多措施并舉減小注入水產出

對構造高部儲層裂縫發(fā)育、強非均質儲層采用周期注水措施，分配好各小層注水量，摸索合適的注水周期，改變優(yōu)勢水驅方向，提高水驅效果。對注入水未涉及區(qū)實施加密井網對策，調整水驅方向，提高驅油效率。對高水淹井采取油井轉注對策，保持地層能量，改變水驅方向，擴大注水波及面積。針對低產液高含水井采用封堵后補層對策，保持單元注水，提高地層能量。該類型井治理難度大，各治理措施還在摸索試驗中。

總體上，由于產水機理明確，措施合理，效果較明顯。2013年綜合治理部署油井措施30井次，水井18井次，綜合治理措施日增油13.79t，年累計增油5508t。2012年油藏遞減率43.6%，經綜合治理后，2013年油藏遞減率29.4%，油藏井網調整后控水增油效果顯著，含水上升速度減緩明顯。

4結論

1)根據出水情況將研究區(qū)出水來源分為4種類型：返排的工作液、層內水、層間水和注入水，這4種類型是油井不同時期的出水來源，并建立了出水水源識別模式。

2)根據油井出水來源，依據單井生產數據將油井出水類型劃分為4類，研究了各種類型見水井出水變化特征，為出水分布規(guī)律研究和分類控水對策提供了基礎依據。

3)從單井到平面上查明了油藏出水井的分布規(guī)律，據此針對不同的出水類型井提出了有針對性的單井、多井綜合治理對策。經現場實施應用后，日增油13.79t，年增油5508t，油藏遞減率由2012年的43.6%降到2013年的29.4%，含水上升速度減緩明顯，控水增油效果顯著。

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[編輯]黃鸝

[文獻標志碼]A

[文章編號]1673-1409(2016)5-0062-05

[中圖分類號]TE332

[作者簡介]姚軍朋(1980-)，男，博士，工程師，現從事測井綜合評價、測井地質應用方面的研究，junpengyao@163.com。

[收稿日期]2015-06-17

[引著格式]姚軍朋，令狐松，常琳，等.LC砂礫巖油藏出水類型及控水對策研究[J].長江大學學報(自科版), 2016,13(5):62～66.