許黎明，王舟洋，劉學文，李雁峰，張智勇

（中國石油長慶油田分公司第九采油廠，寧夏銀川 750006）

油藏見水特征分析及治理對策研究

許黎明，王舟洋，劉學文，李雁峰，張智勇

（中國石油長慶油田分公司第九采油廠，寧夏銀川 750006）

本文研究了L42-15～L54-11侏羅系邊底水油藏的見水特征，得出采出程度與含水分布呈正相關(guān)性，整體含水率曲線呈凹型上升；依據(jù)油井見水后生產(chǎn)時間與含水上升形態(tài)，將單井含水率變化分為3類，分別為含水緩慢上升型、寬波動式上升型、快速上升型。總結(jié)了5種見水受控因素，其中，局部采液強度過大、平面水驅(qū)不均、采出程度加大是油井見水的主控因素。針對油藏開發(fā)的矛盾，提出了4類治理意見，首先要精細注采調(diào)控，合理注水強度、注采比、采液強度以及生產(chǎn)壓差；對于裂縫性見水且底水能量較強時，可采取打軟隔板堵水，抑制底水上升速度；對已處于高含水期且有潛力層的油井實施補孔挖潛；對初期采液強度過大導致含水快速上升至90%以上的井，可實施封層挖潛，使水錐回落后調(diào)小參數(shù)生產(chǎn)。

底水油藏；含水上升規(guī)律；底水錐進；含水率

1 見水特征分析

1.1 地質(zhì)特征

構(gòu)造特征：姬塬油田劉峁塬區(qū)域Y9頂面構(gòu)造自北向南發(fā)育多排狀鼻隆構(gòu)造，這些排狀鼻隆構(gòu)造與條帶狀砂體配合，形成了延安組的構(gòu)造～巖性圈閉。

沉積特征：L42-15～L54-11 Y9油藏為三角洲平原亞相的分流河道沉積，砂體呈北西-南東向條帶狀展布，砂體寬0.5 km～1.5 km，砂層厚度5 m～15 m。

1.2 整體見水特征

根據(jù)油田大量的生產(chǎn)資料統(tǒng)計，含水上升規(guī)律一般分為3種基本模式：凸型、S型、凹型。凸型：開采特征為無水采油期短，油井見水早，早期含水上升快，晚期含水上升慢，高含水期是主要的采油期，開發(fā)效益相對較差；凹型：開發(fā)特征為無水采油期長，油井見水晚，早期含水上升慢，晚期含水上升快，大部分可采儲量在低含水期采出，開發(fā)效益較好；S型，介于凹型和凸型之間，曲線越凸，開發(fā)效果越差，曲線越凹，開發(fā)效果越好[1]。

含水率與采出程度之間的關(guān)系，凸型曲線模型可表征為：

凹型曲線模型可表征為：

S型曲線模型可表征為：

劉峁塬侏羅系油藏單井含水率與采出程度的散點圖（見圖1、圖 2）表明，L42-15～L54-11 呈凹型，無水采油期較長，早期含水上升緩慢，晚期含水上升快，開發(fā)效益較好。

L42-15～L54-11油藏有70%的油井未經(jīng)壓裂改造，以孔隙滲流為主，隨著采出程度的加大，見水井平面分布由邊部趨向于采出程度高的中高產(chǎn)區(qū)。

1.3 單井見水特征

依據(jù)油井見水后生產(chǎn)時間與含水變化形態(tài)，把單井含水率變化劃分4種基本類型：緩慢上升型、寬波動式上升型、含水快速式上升、投產(chǎn)即高含水型；產(chǎn)生這種現(xiàn)象的原因，與油水層接觸關(guān)系、不同的油水分布模式密切相關(guān)。

圖1 L42-15～L54-11含水率與采出程度關(guān)系曲線

1.3.1 緩慢上升型 該類井有較長的低含水生產(chǎn)期：（1）油水層之間存在較厚的隔夾層，在油井生產(chǎn)過程中，致密層的存在能夠?qū)λF的快速形成起到一定的阻隔作用，抑制油井的含水上升速度；（2）地層堵塞，兩項滲透率發(fā)生改變，含水逐步上升。

1.3.2 寬波動式含水上升型 特征：該類井油水層之間存在很薄的夾層，或后期調(diào)參控液生產(chǎn)，容易造成油井含水曲線“升-降-升”的變化形態(tài)[2]；統(tǒng)計表明，控液有效期較短（2～6個月）。在油井含水生產(chǎn)的過程中，往往在井底附近形成一個山峰狀水錐。如L58-9上提泵掛、P46-471下調(diào)沖程后，含水上升趨勢得到抑制。

圖2 含水率與采出程度散點圖

1.3.3 含水快速式上升型 特征：這類井見水后，含水快速上升至80%以上，甚至暴性水淹：（1）儲集體通過天然裂縫或人工壓裂裂縫與下部水體連通，隨著生產(chǎn)進行，油井周圍地層壓力減小，底水沿著裂縫快速竄入井底（水體為線性竄進），如P45-451壓裂后形成暴性水淹；（2）射孔底端靠近油水界面，生產(chǎn)初期產(chǎn)量過高，導致井底壓差過大，底水錐進，油井含水快速上升；（3）見注入水（注采井間形成優(yōu)勢通道），如P32-36見注入水后含水迅速上升至100%。通過數(shù)值模擬建立理論模型，模擬存在裂縫和射孔段靠近原始油水界面這兩種情況下，含水上升過程（見圖3、圖4）。

圖3 存在裂縫時含水上升過程模擬

圖4 射孔段靠近原始油水界面時含水上升過程模擬

2 見水受控因素分析

2.1 局部采液強度過大，底水錐進

生產(chǎn)壓差對底水錐進影響很大，只有控制合理的生產(chǎn)壓差，才能實現(xiàn)對底水錐進的控制，通過地面控制（調(diào)整抽油機的沖程沖次）和井下控制（調(diào)整泵掛、泵徑）來控制生產(chǎn)壓差，從而影響底水錐進速度，實際生產(chǎn)中應用最多的是控制單井的采液強度[3]。

圖5 L42-15單元采液強度與含水上升率圖

圖6 L54-11單元采液強度與含水上升率圖

由含水上升速度與采液強度關(guān)系（見圖5、圖6），若含水上升率保持在2.0%以內(nèi)，L42-15單元合理采液強度0.68 m3/（d·m），L54-11單元合理采液強度0.65 m3/（d·m）。L42-15～L54-11區(qū)目前采液強度分布（見圖7）。

圖7 L42-15～L54-11區(qū)采液強度分布圖

2.2 平面水驅(qū)不均，注入水沿高滲透帶突進

L42-15～L54-11 Y9油藏儲層平面非均質(zhì)性較強，平面水驅(qū)特征復雜，受滲透率級差的影響，在層內(nèi)形成局部相對高滲，導致注入水沿高滲透帶單向突進，油井見水或水淹，降低驅(qū)油效率[3]。P32-37井組存在水驅(qū)優(yōu)勢方向，注入水單向突進造成P32-37、P33-37水淹。

2.3 受重力和正韻律沉積影響，注入水易底部竄進

油層中注入水只驅(qū)替到注水井附近區(qū)域，大部分向下流動，注入到底水區(qū)，增加了底水能量，導致油水層壓差增大，底水錐進；注入水向底水層竄進示意圖（見圖8），P42-44歷年生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)顯示含水上升，含鹽無明顯變化，對應注水井為低部位注水。

圖8 注入水向底水層竄進示意圖

2.4 采出程度增加，含水上升速度加快

L42-15～L54-11 油藏規(guī)模小（地質(zhì)儲量 64×104t），當采出程度大于15%，含水上升風險大,目前該區(qū)有見水風險的井6口。采出程度和含水分布兩者存在對應關(guān)系，采出程度高的區(qū)域，含水相對較高。

2.5 地層堵塞

地層堵塞特征：液量下降，含水上升，液面下降，單井產(chǎn)能損失較大；如P33-36井，注水見效后，產(chǎn)量上升，隨著生產(chǎn)時間的延長，堵塞特征越來越明顯。

地層堵塞機理：兩項滲透率發(fā)生變化，采液采油指數(shù)下降。

3 見水井治理對策

3.1 精細注采調(diào)控

3.1.1 合理注水強度、注采比 目前Y9油藏共5口注水井，按照“一井一對策”優(yōu)化注水強度、注采比[4]。2016年對L42-15單元的2口注水井（P41-43、P43-45）下調(diào)配注由15 m3下降到10 m3，目前注采比分別為2.3、0.7，對應油井含水穩(wěn)定，日增油0.37 t（見表1）。

2016年 5月，P53-51、L54-11對應油井含水上升，8月將L54-11配注由13 m3下降到10 m3，P53-51配注由18 m3下降到0 m3再提升到10 m3，井組含水由49.4%下降到41.6%，日增油0.8 t，目前注采比分別為 1.06、0.91。

3.1.2 合理采液強度 根據(jù)采出程度和含水上升的關(guān)系，確定采出程度在大于15%時含水上升速度變快，為控制含水上升，共下調(diào)參數(shù)4井次，采油速度由9.4%下降到6.9%，采液強度由0.97 m3/（d·m）下降到0.72 m3/（d·m），綜合含水由22.2%下降到14.2%，目前含水穩(wěn)定，調(diào)參效果（見表2）。

3.1.3 合理生產(chǎn)壓差 在低含水期，控制生產(chǎn)壓差，可以有效降低底水錐進速度，最大程度延長低含水采油期；L42-15～L54-11 Y9油藏流動壓力在5.6MPa左右時，油層比采油指數(shù)較高。各單元采油指數(shù)與流動壓力關(guān)系（見圖9、圖10）。2016年實施上體泵掛井2口，日增油2.9 t，累計增油310.8 t。上體泵掛前后生產(chǎn)狀況（見表 3）。

表1 2016年L42-15單元注采調(diào)整

表2 2016年調(diào)參井效果跟蹤表

表3 2016年上體泵掛井效果跟蹤表

圖9 L42-15單元采油指數(shù)與流動壓力關(guān)系圖

圖10 L54-11單元采油指數(shù)與流動壓力關(guān)系圖

3.2 打化學軟隔板

根據(jù)自然隔夾層能防止底水錐進的原理，可以在略高于油水界面的位置，通過注入高分子化學堵劑來制造“人工夾層”，其不滲透性會使水錐形態(tài)改變，使底水突破時間延長。

借用吳起侏羅系吳314-32井（壓裂后油井水淹）堵水經(jīng)驗，可對P45-451采用“段塞式擠注強凝膠堵劑化學堵底水”工藝，使用聚丙烯酰胺酚醛交聯(lián)體系，提高第一段塞爬坡壓力（見圖11），控制第二段塞爬坡壓力。后期視堵水后油井產(chǎn)液狀況，決定是否采取堵水-酸化聯(lián)作工藝（即先堵水，后酸化）。

圖11 吳起油田新193-新314長73成藏控制因素圖

3.3 潛力層動用

圖12 關(guān)井壓錐示意圖

P41-48于2014年投產(chǎn)Y8層，2016年4月含水上升至100%；通過潛力層調(diào)查，Y9層發(fā)育7.9 m油水層，物性與鄰井P45-461相當，構(gòu)造-339.5 m，較P45-461高；2017年2月補孔Y9，目前日產(chǎn)2.65 m3/1.30 t/42.5%，目前Y9層油水界面由346 m上升到342 m。

3.4 封層挖潛

封層挖潛，即關(guān)井壓錐（見圖12），L42-15～L54-11區(qū)實施壓錐井 3口，有效 2口（L58-9、P42-44），累計增油量45.5 t。

3.5 控水穩(wěn)油效果（2016年）

2016年L42-15～L54-11 Y9油藏實施控水穩(wěn)油12井次，日產(chǎn)液由56.4 m3下降到48.4 m3，含水由41.3%下降到31.3%，油量不變。自然遞減由14.3%下降到9.5%，含水上升率由4.0%下降到2.7%?？厮€(wěn)油效果（見圖13～圖16）。

圖13 控水穩(wěn)油效果跟蹤柱狀圖

圖14 L42-15～L54-11 Y9油藏自然遞減

圖15 控水穩(wěn)油前后含水與采出程度關(guān)系對比圖

圖16 含水上升率曲線

4 結(jié)論與認識

（1）含水上升井趨向于采出程度高中高產(chǎn)區(qū)，單井含水上升分為三類：緩慢上升型、臺階式上升型、快速上升型。

（2）影響Y9油藏含水上升的因素有內(nèi)因和外因，內(nèi)因主要是油層厚度薄、平面儲層非均質(zhì)性較強；外因主要是采液強度過大、平面水驅(qū)不均、采出程度加大。

（3）針對見水井的治理，首先按照“一井一對策”優(yōu)化注采比、采液強度、生產(chǎn)壓差，低含水期，要控液生產(chǎn)；中含水期，可打軟隔板；高含水期，可動用潛力層，特高含水期，可封層挖潛（關(guān)井壓錐）。

（4）借用吳起“段塞式擠注強凝膠堵劑化學堵底水”工藝，可對P45-451實施堵水，視后期出液效果，決定是否采取堵水-酸化聯(lián)作工藝。

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TE331

A

1673-5285（2017）09-0076-06

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.09.019

2017-08-19

許黎明，女（1989-），助理工程師，2015年畢業(yè)于中國石油大學（北京）油氣田開發(fā)工程專業(yè)，碩士研究生，主要從事油藏動態(tài)分析方向的工作，郵箱：xuliming1212@163.com。