塔河油田碳酸鹽巖油藏高產井水錐探討

蘇鵬，陳東波，徐剛

（中石化西北油田分公司工程技術研究院，新疆 烏魯木齊 830011）

塔河油田位于塔里木盆地沙雅隆起阿克庫勒凸起西南部斜坡，是一個以奧陶系碳酸鹽巖儲層為主力油層的大型油田，油藏油水關系極其復雜，局部存在封存水，同時底部存在活躍的強底水，油藏自滾動開發以來，油井早期即見水，區塊含水上升快。塔河油田15年的開發歷程表明，高產油井一直是油田生產的主力，高產油井無水采油量占累產油量的一半，如何高效開發未見水高產井，成為油田開發生產管理的緊迫任務之一。下面，筆者從理論上對底水錐進的機理進行論述，然后利用已有的高產井資料對見水前的異常信號進行了研究，并對油井見水的影響因素進行了分析。

1 底水錐進機理

底水錐進發生在傾角不大，油水接觸面很大的平緩地層中［1－3］，由于油、水比重不同，在油藏開采以前，水位于下部，油位于上部。由于油、水密度差影響，采油時，油水接觸面會發生變形并形成 “小丘”，稱這個小丘為 “底水錐”。底水向上錐進主要是由于油井生產時產生的壓力降所致，即在開采過程中油層下部形成了方向近于垂直的壓力梯度，油井周圍形成 “壓降漏斗”，這樣就使得底水向上運動。隨著生產開發繼續，油水界面到錐頂的高度就不斷升高。當油井生產形成壓力降大于油水密度差引起的重力差時錐進發生，即滿足:

時，油井發生水錐［4］。式中，ρo、ρw分別為油、水密度，kg／m3；g 為重力加速度，m／s2；hc為避水高度，m；Pwo為油水界面處壓力，MPa；Pwf為開采時井底流壓，MPa。通過對油井見水機理的研究發現，底水錐進是個緩慢的過程，由于塔河油田碳酸鹽巖油藏的主要儲集體類型為溶洞型和裂縫－孔洞型。對于溶洞型底水錐進它主要分為原始狀態、成錐期、托錐期、突破期這4個時期；對于裂縫孔洞型底水竄進主要分為初期彈性期、底水上侵期、單孔見水期、多孔見水期等4個時期。

2 見水前異常信號研究

2.1 壓力、產液的異常波動

油井見水前即在托錐后期或底水上侵后期，驅替能量會由彈性能過渡到水驅階段。由于水侵補充了井底能量，在相對穩定的工作制度下生產指標信號上會有流壓、油壓、套壓或產量的異常反映，最容易發現的是油壓、產量異常波動信號［5］（大部分表現為壓力上升、產液上升）。

經過對已見水高產井的統計表明，出現信號異常的時間主要分布在半年內，半年后油井見水。如T803（K）井在4月油壓、套壓、產液突然上升，出現信號異常，日產液由113t上升至136t，油壓由7.4MPa上升至8.4MPa，套壓由7.4MPa上升至8.2MPa，6mon后油井見水。

通過對塔河油田高產井的統計表明，大部分井在見水前生產信號異常，最突出的表現在:一是水錐突破前會有油壓下降趨勢發生變緩 （底水驅動的反映）；二是突破節點前出現小幅度上揚 （多為0.1～0.2MPa，一般小于0.5MPa）；三是水錐突破前油井會由不含水到零星含水，或者由零星含水到連續含水，部分井也伴有產量上升、套壓上升現象。

2.2 油壓與累產液關系

分析油壓與累產液的關系 （見圖1）發現，塔河油田碳酸鹽巖油藏底水錐進過程中油壓變化主要分為4個過程［5］:①AB段。即未開發時期，表現的是油藏壓力擴散到油體邊界前的壓力變化特征，此階段的長短反應的是油體的大小。②BC段。即成錐期，反映的是油藏壓力擴散至油體邊界后，邊底水的能量尚未充分補充的階段，油壓緩慢下降，BC段的斜率反映的是油體能量的衰竭速度，BC段的長短表現的是邊底水的補充速度。③CD段。反映的是邊底水能量已開始補充的托錐期；CD段的長短反映的是底水能量大小。④E點。反映的是底水突破井底附近時油壓的波動，是見水前明顯的異常反映，但一般油壓變化幅度很小 （＜0.5MPa），部分井見水前沒有這段異常反映。該階段油井由不含水到零星含水，或者由零星含水到連續含水。

以8區S91單元中T817（K）高產井在2011年9月中旬的一次水錐異常信號為例進行說明。該井在工作制度不變的情況下，2010年11月底油壓、流壓和產液量開始異常上升 （見圖2），表明儲層中水的含量增加，水侵信號明顯，說明該井水淹風險較大。通過油壓與累產液 （累產到2011年9月20）的關系，參考水淹機理及油壓變化全模式圖，可以得出該井目前處于 “托錐后期”，即將進入 “突破期”（見圖3）。

圖1 塔河奧陶系油藏油井壓力－累產液關系圖

圖2 T817（K）井生產曲線

圖3 T817（K）井油井壓力－累產液曲線

從T817（K）井所在的S91單元底水活躍情況來看，自2010年11月底以來T817（K）井的能量明顯上升，并且持續微含水。同一時期單元內TK725井含水上升明顯，表明單元底水較為活躍，油水界面進一步抬升，水體能量增強，同層的T817（K）井雖構造位置較TK725高，具有一定避水高度，但隨著油水界面抬升，水體能量增強，水淹風險大。通過上面動態資料、靜態資料及油水關系，可以得出該井具有見水的風險，應采取縮嘴措施 （于2011年9月21日油嘴由5mm縮小到4.7mm），之后含水一直在0.19%左右，有效防止了水體突破。

3 油井見水影響因素分析

通過對塔河油田碳酸鹽巖油藏暴性水淹和含水快速上升的油井進行分析，結合塔河油田縫洞型油藏的特點，將導致油井水淹的影響因素歸納為以下3類。

3.1 地質因素

地質因素包括構造斷裂因素、儲集體因素、油水關系因素、油井致密條件因素等［5］。①鉆遇深大裂縫溝通了地層水，水錐上升快。塔河油田奧陶系油藏斷裂較為發育，斷裂是形成溶蝕縫洞的先決條件，同時也為水層的溝通提供了條件，故部署在斷裂附近或斷裂之間的井更易加快底水錐進，甚至使油井開井見水。②儲油層的嚴重非均質為水錐形成提供便利條件。塔河油田奧陶系碳酸鹽巖油藏儲層大縫大洞發育，且裂縫以高角度的垂直縫為主，儲層非均質性嚴重，同時大縫大洞發育為底水錐進創造了良好通道，水易沿高滲透帶突進造成油井暴性水淹。③底水能量充足，水錐進有物質基礎。如塔河11區為薄油層油藏，溶洞型儲層沿斷裂發育，油氣富集程度低，油柱高度小，斷裂溝通底水，底水沿斷裂上升快。因此位于S106單元北東向斷裂的S117井，鉆遇溶洞見水后，油水界面便已推進到井底，含水控制不住，減小產液量生產，作用不大，含水快速上升。

3.2 工程因素

工程因素主要包括進山深度、是否酸壓、固井質量等因素。①完井方式和固井質量存在問題，使水錐問題復雜化。塔河油田砂巖油藏主要采用割縫襯管完井和射孔完井，碳酸鹽巖油藏主要采用裸眼完井，割縫襯管完井、裸眼完井難以控制水錐；另外部分油井固井質量有問題，易造成水竄現象。②酸壓裂縫直接溝通底水，油井見水早。塔河油田部分油井酸壓投產，酸壓裂縫溝通底水。如T754CH井裸眼段酸壓后投產即見水，表明酸壓溝通底水。③進山深度越大，對水錐的影響越強。

3.3 開發因素

開發因素主要是指因為原油生產任務重而采取的強采。由于工作制度的不合理，采液速度大，使得生產壓差過大，引起底水錐進，導致油井自噴期短、無水期短，含水上升快。如塔河10區TH10420X井2009－12－7將油嘴由5.5mm增大到6mm，因放嘴造成井底壓力激動，油水平衡關系被破壞，底水竄井加速，43d后油井見水。

4 控水穩油措施

塔河油田碳酸鹽巖縫洞型油藏含水上升規律不同于砂巖油藏，這類發育高角度裂縫的縫洞型油藏油井易暴行水淹，針對該類油藏，經過長期實踐對控水穩油措施積累了一些經驗［6］。目前使用的措施主要有優化工作制度、套管找堵漏、制壓水錐 （縮嘴壓錐、注水壓錐、關井壓錐），機械、化學找堵水，無效井側鉆等。

4.1 優化單井工作制度

①對單井進行產能標定時，要充分考慮單井所處巖溶構造位置、儲集層發育狀況、鄰井生產動態、儲集層改造情況等，以便得出單井當時合理產能。②對于正在生產的油井，要嚴格控制油嘴生產，不可頻繁調整油嘴，以延長油井無水采油期，減緩水錐推進速度。③含水呈緩升型油井，以控制液量來控制含水上升速度，實現油井穩產。④含水呈臺階型上升的油井，以控制液量來延長油井平臺期，實現穩產。⑤對于見水后含水快速上升的井，實行控液或間開措施，提高采油量。

4.2 套管找堵漏

油水井套管破漏絕大部分發生在水泥返高以上，發生的原因有:固井質量不好，管外水泥返高不夠，未能封住水層，套管受硫化氫腐蝕和管外水的侵蝕等影響發生腐蝕性破損；套管質量存在缺陷，不能承受過高壓力或井下施工措施不當而損壞破漏；在注采過程中，由于技術處理不當，忽視套管保護措施，壓差過大引起油水井出沙，地層坍塌，地層結構遭破壞所發生的內外力的作用致使套管破漏。上述因素造成的套管破漏均會影響油水井正常生產。因此，要恢復油水井正常生產必須堵漏。如塔河8區S86井在2007－6－15日因套管漏而暴行水淹，產液全為水。最后通過套管找堵漏工作，含水明顯下降。

4.3 制壓水錐

1）縮嘴壓錐技術。縮嘴壓錐是針對含水上升的油井縮小工作制度，以達到降低井底生產壓差、減緩水體錐進速度的目的。控制產量保證絕對不產生水錐是不現實的，但控制水錐不突破井底，以保證油井較長時間無水采油是可行的。不斷縮小工作制度、多次控制壓錐，延長無水采油期的做法，實踐證明是正確的。如T705CH井在2011年4月底含水為10%，在五月初油嘴由3mm減小到2.5mm，后面連續5mon含水保持在0.2%左右。

2）關井壓錐技術。關井壓錐是針對水體能量強的井區內高含水油井實行的 “關井－開井”周期性間歇生產的生產方式。水體能量強井區的高含水低產能或無產能油井關井后，井底無生產壓差，油水在重力作用下分異，水錐逐漸回落，更多的油聚集于井底；開井生產后，油井含水率下降，油井產能提高或恢復；當油井含水率上升，產能很低后，又進入下一周期的關井。關井壓錐技術效果比較明顯的有八區的TK850井。TK850井從2011年初就因為高含水開始關井壓錐，到目前已進行了6輪次，取得了一定的效果。如2011年6月28日由于含水為98%進行了2周的關井，開井后含水率由98.17%下降到23.64%，以后一段時間含水率均在22%左右。

3）注水壓錐技術。對于復合縫洞體模型，采用人工注入油田水，提高上部儲集體的壓力，一方面增加了地層能量，提高了油井產能；另一方面由于減少了上下復合儲集體的壓差，降低了下部儲集體的水進入上部儲集體的趨勢。關井階段，注入水在重力作用下流向上部儲集體的底部位置換原油，開井產油，產液含水下降。注水壓錐技術效果比較明顯的是塔河8區的TK718井。TK718井自2006年9月27日以來經過了10輪次的注水壓錐，每次注水壓錐都取得了一定的成效。如第4輪次2009年9月7日前平均含水率為56.2%，經過注水壓錐后含水率由56.2%下降到29.2%，并且出現了近一個月含水率為0%的無水產油階段。

4.4 堵水技術

油井高含水后，首先利用產液剖面測井等手段確定出水層位，然后采用堵水方法進行封堵。堵水的目的就是在于控制產水層中水的流動和改變水驅油中水的流動方向，力圖使得油井含水在一段時間內下降或穩定，以保持油田增產或穩產。常用的堵水工藝有機械堵水和化學堵水2大類。

4.5 對高含水油井水平側鉆

在相同油藏條件下，直井井筒附近存在一個較大的壓降，而水平井的水平段幾乎沒有壓降，只在水平段A端與造斜段相接點附近才有一個較大的壓降。因此，水平井比直井更適合開發底水油藏，即水平井提供了一種底水油藏產量優化途徑:壓降最小、錐進趨勢量小、采油速度和采收率最高，同時側鉆水平井避開底水錐體，效果較好。如塔河11區TK1102CH井，在高含水停機后側鉆，初期日產油47t，含水1.04%左右。

5 結論及建議

1）在邊底水油藏開發過程中，底水錐進是必然的，但可以從異常信號捕捉入手，根據見水前異常信號采取一定的措施有效指導生產，延長無水采油期。

2）底水油藏開發要做到防錐和消錐相互統一，以防為主，防堵結合，綜合處理。從設計到開發全方位考慮，見水后要分析其工程、地質、開發因素，根據不同的因素采取相應的控水穩油措施。

3）要切實加強油水井日常管理、分析工作，及時調整采液強度，嚴格控制生產參數，保持均衡開采。

［1］童憲章 .油井產狀和油藏動態分析 ［M］.北京:石油工業出版社，1981.

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［3］李俊健，姜漢橋，李杰，等 .水平井水淹規律影響因素的不確定性 ［J］.油氣田地面工程，2008，27（12）:1－3.

［4］姜昊罡，康紅兵，吳波，等 .塔河油田水錐探討 ［J］.天然氣地球科學，2006，17（2）:233－238.

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［7］譚承軍，劉明高，李浩，等 .碳酸鹽巖油藏穩油控水措施——以塔河A區油藏為例 ［J］.新疆石油地質，2004，10（5）:509－511.