馬北一號邊底水油藏水錐影響因素分析

張建東，徐曉玲，陳章群

（1.中國石油青海油田公司勘探開發研究院，甘肅敦煌 736202；2.中國石油測井公司青海事業部）

1 油藏概況及開發特征

馬北一號油藏位于柴達木盆地北緣斷塊帶馬海－南八仙背斜上的一個三級構造，整體為一以斷層控制的半背斜斷鼻構造，儲層巖性主要為粗砂巖、礫狀砂巖、細砂巖。儲層物性較好，全油藏平均孔隙度25%，滲透率273.5×10－3μm2，屬于中孔中滲儲層。平均原油密度0.7998 g／cm3，平均粘度2.79 mPa·s，地面原油密度小，屬輕質油；水型主要以CaCl2為主。油藏是受斷層控制的構造油氣藏，油藏埋深880～920 m。總體上油層厚度特點為北厚南薄，平均有效厚度約6.4 m，底水厚度10 m左右，屬于典型底水油藏。截止到2012年，該油藏共有油井22口，開井12口，日產油21 t，日產水19.57 m3，綜合含水49.68%，累計產油13.48×104t；注水井11口，日注水平141 m3，累計注水量38.56×104m3；采油速度0.88%，可采儲量采出程度16.34%，油田自然遞減12.12%，綜合遞減9.93%。馬北一號油藏生產過程中出現地層能量下降、含水快速上升、產量迅速遞減等問題。

該油藏經歷了三個開發階段。第一個階段主要為試采期，主要采用天然能量開發，產量高、含水低。第二個階段主要為試采方案實施階段，此階段開始大規模上產，油田開始試注水，開發特點是初期產量高、單井產量遞減加快、含水快速上升、油井彈性產率低、地層能量較弱，表明上產階段在加大采油速度和生產壓差的同時也加快了底水錐進速度，造成油田含水大幅度上升。第三個階段是完善注采井網階段，總體生產特征體現為：產量先持續下降、含水持續上升，后期產量遞減的趨勢得以穩定，含水出現較大幅度的降低。開發中因采取高含水井關井消錐、控壓差生產、水平井分段堵水、層內調驅等一系列措施，產量趨于穩定、含水下降，階段穩油控水工作取得一定效果［1－2］。歸結起來，該油藏存在的主要矛盾還是底水錐進，導致含水快速上升，從而影響產量。

2 水錐影響因素分析

2.1 開采方式對底水錐進速度影響

為了更清楚認識油藏的開發方式，將油藏位于構造高部位的井定義為二線井，油藏低部位的井定義為一線井。結合近幾年的開發特點對采速進行對比，發現二線井采液速度遠遠大于一線井，尤其是2007－2008年期間二線井采液速度是一線井的5～6倍，含水與采速明顯成正相關性（圖1）。油藏內部采速過快，地層壓力開始下降，在水區和油區之間形成一定的壓力降，底水開始內侵。高部位過早見水說明這種開發方式不適合底水油藏的開發模式。因此在底水油藏開發過程中，如何安排各排井的采液強度對底水錐進的快慢和開發效果都會產生不同的影響。

圖1 馬北油田采液速度對比曲線

2.2 沉積韻律對底水錐進的影響［3－4］

通常來講，反韻律含水上升慢，有較長的無水采油期，主要開發期為中低含水期，開發效果相對較好；正韻律正好相反，含水上升快，無明顯的無水采油期，采出程度較低，主要開發期為中高含水期。馬北油藏儲層主要以正韻律為主，少數層為反韻律。縱向滲濾阻力相差更大，更容易造成邊底水沿底部竄進的現象，在油藏內部形成一個次生水體。以馬北油藏為例，借助幾口典型井產吸剖面資料也能驗證上述觀點。馬4－2井吸水剖面反映出反韻律底部61－2小層相對吸水量大于頂部61－1小層，南部馬8－2井產液剖面反映61－1小層底部正韻律油層產液高于頂部，馬7－5井則反映61－2小層頂部反韻律層產液又比65小層高；儲層產吸狀況總體體現正韻律底部、反韻律頂部。這種現象從某種角度來講是造成底水錐進的地質因素之一。

2.3 射孔層段的位置及射開程度對底水錐進的影響［5－6］

射孔打開程度是指在射孔完井條件下，射孔井段的含油層厚度與含油層總厚度之比。打開程度是底水油藏開采中的一個重要參數，打開程度高，可以提高油井的產能，但油井見水也快；打開程度低，見水慢，但油井產能低。

為了認識射孔對底水錐進的影響有多大，以馬北油田實例來說明。首先統計了試采階段7口井25個井層的射孔數據（表1），小層厚度總計217.2 m，射孔厚度150.2 m，打開完善程度達69.2%。以4口典型井為例。馬6－9、馬6－8井都位于構造高部位同一個層且同時期投產，其中馬6－9井有效厚度6.6 m，射孔位置在油層上方2.5 m處，射開程度38%，無水采油期有近5個月；馬6－8井射開程度100%，基本沒有無水采油期。同樣馬3－1、馬2－2井都位于構造北區，試采同一個層且同期投產的情況下，馬3－1井射開厚度6 m，射開程度90%，無水采油期2個月；馬2－2井射開程度38%，無水采油期8個月。打開程度高是導致馬北油藏試采階段及隨后投入開發底水快速錐進的主要因素之一。

由上所述，我們能得出以下結論：射開油層的合理厚度為油層厚度的1／3～1／2，隨著射開程度的增加，在相同采出程度下生產，含水上升很快；當射開厚度增加至油層厚度的3／4時，油層在投產后很快見水，沒有無水采油期。位于過渡帶油層的井，宜射開油層厚度的1／3；內含油邊界的井，宜射開油層厚度的1／2；構造高部位的井，上下油層間有夾層分布，對底水有一定的抑制作用，可射開3／4的油層。

表1 馬北油田射孔統計分析數據

2.4 隔夾層的發育及其位置對底水錐進的影響

若油層段存在隔夾層，應盡量避免射開隔夾層以下部分油藏厚度段。盡管隔夾層遮擋的這部分油難以采出，卻可以盡量延緩底水錐進速度。馬北油田隔層主要分布于南區，在主力層61號層和62號層之間發育，61號層內也有夾層分布，且同樣分布于南區，厚度大約2 m左右，北區均無分布。結合目前的開發特點來看，北區因底水錐進而導致高含水關井的有9口，南區則僅有2口井。折算到油藏中深地層壓力上來分析，北區平均地層壓力為6.8 MPa，而南區平均地層壓力在7.9 MPa。說明隔夾層對南區底水錐進有明顯的抑制作用，且壓力保持水平也較高。

3 結論與建議

（1）應對青海油田馬北一號邊底油藏開展油水井精細管理，對一線井和二線井的采液強度實施單井單控的工作方法，提高一線井的采液強度，適當控制內部井采液強度。

（2）針對二線油區注水井可嘗試提高純油區地層壓力，既可以抑制次生底水的形成，又可以保持地層壓力；可調整注水井射孔層位，使其射孔段位于純油段上部；對于一線井可采用注水井層內調剖工藝。

（3）借鑒目前馬北開發經驗，可在今后的產能調整上，針對底水油藏，要嚴格控制射孔層位以及射開程度，盡量控制射開位置在油層頂部1／3～1／2處，射開程度控制盡可能要小。

（4）由于隔夾層在底水油藏中具有消錐的作用，工藝上可以在距油水界面以上一定距離注入化學劑的方法形成人工隔板，延緩底水的錐進。

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