盤古梁長6油藏見效見水特征分析

房玉鳳，王軍

陳守民，彭建平，王貴文，查軍，王強，孫學彪

(中石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏 銀川 750006)

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盤古梁長6油藏見效見水特征分析

房玉鳳，王軍

陳守民，彭建平，王貴文，查軍，王強，孫學彪

(中石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏 銀川 750006)

盤古梁長6油藏是一個特低滲、低壓、低豐度的“三低”巖性油藏，天然微裂縫和人工壓裂裂縫發育，隨著開發的不斷深入，油藏進入中含水開發階段，含水上升速度加快，主側向井矛盾加劇，持續穩產難度加大。結合油藏地質特征與生產特征，該油藏見效特征規律分3種類型(上升型、穩定型、見水型)，以見效穩定型為主。見水特征規律為大部分油井含水處于較低水平，產能較高，但伴隨著含水率的升高，單井日產油量逐漸減小，且下降幅度較大。分析見水原因主要包括：裂縫溝通造成主向井含水快速上升；高滲帶的影響；由于物性不均造成水驅不均，導致油井見水；中部高采出程度井含水上升；產液強度偏大造成含水上升。通過研究中含水開發階段的見效見水特征并制定相應的治理對策，對油藏持續穩產具有重要意義。

見效見水特征；見水原因；裂縫；高滲帶；穩產

盤古梁長6油藏位于陜西省靖邊縣紅柳溝鄉境內，構造為平緩的西傾單斜，地層傾角小于1°，坡降6～8m/km，在單斜背景上由差異壓實作用形成3個EN-WS向鼻狀隆起，其中長6隆起幅度(5～20m)，圈閉面積小，但與所處部位的生、儲、蓋相匹配，形成了良好的圈閉，對油氣藏的形成起到了一定的控制作用。研究區全區發育起伏不大、方向由東向西的小型鼻狀隆起構造。

1　見效特征規律

油井見效特征主要分為以下3類：Ⅰ類見效油井動態表現為注水前后油井產液量、產油量大幅度上升，隨后保持穩定，含水率相對穩定或略有上升；動液面緩慢下降后稍微有所上升或基本保持穩定，總體上地層能量得到補充，見效效果明顯；Ⅱ類見效油井動態表現為注水前后油井產液量、產油量略有上升或基本保持穩定，含水率始終保持相對穩定，動液面在見效過程中基本保持穩定；Ⅲ類見效油井動態表現為見效前產液量下降或保持穩定，見效后有所上升或仍保持穩定，產油量在見效后仍保持穩定或逐漸下降，而含水率則在見效后出現明顯上升，甚至發生水淹，動液面波動幅度較大。

通過對盤古梁長6油藏397口油井的實際生產數據進行分析統計，其中344口油井見效，對其見效類型進行了分類，結果如表1所示。研究區見效情況主要以第Ⅱ類見效穩定型油井為主，該類油井共計143口，占總井數的36%，見效前后產量變化不大，其平均單井產油量僅上升0.06t/d；Ⅲ類見效油井見效情況與Ⅰ類、Ⅱ類見效情況相比，見效后含水率明顯上升，平均單井產油量下降1.34t/d；Ⅰ類油井見效上升型，共計82口，占總井數的20.7%，見效后平均單井增油量為1.69t/d，增產效果明顯，含水率變化不大，研究區目前總體見效程度為86.6%。

表1　盤古梁長6油藏油井見效統計表

通過對油藏見效特征、見效方向和見效分布分析得出，研究區見效特征不具明顯的方向性，但總體上沿物性較好、滲透率較高方向見效程度相對較高。Ⅰ類見效井在全區散狀分布，但基本上都集中在砂體較厚、連通性較好、儲層物性相對較好的區域內(油藏中部)；Ⅱ類油井主要集中于研究區中部和東北部；Ⅲ類見效井主要分布于分層開發區及西南部，集中在砂體較薄、儲層物性較差以及裂縫發育的區域。

2　見水特征規律

盤古梁長6油藏含水率總體較為穩定，平均含水率為31.8%。根據含水率分類統計(表2)，含水率小于20%的井共計214口，占總井數的56.76%，其平均含水率僅為5.65%；含水率為20%～40%的油井共45口，占總井數的11.94%；含水率為40%～60%的油井共31口，占總井數的8.22%；含水率為60%～80%的油井46口，占總井數的12.2%；含水率大于80%的油井目前共41口，占總井數的10.88%。盤古梁長6油藏大部分油井含水率處于較低水平，該部分井的產能也較高，伴隨著含水率的升高，單井日產油量逐漸減小，且下降幅度較大。

表2　盤古梁長6油藏含水率分類統計表

3　見水原因分析

3.1裂縫

盤古梁長6油藏屬于特低滲微裂縫油藏，由于裂縫對滲透率的方向性強化，使儲層在生產過程中滲流機制明顯改變，從而發生水竄甚至水淹。由于裂縫、微裂縫的存在，注水井中的注入水沿裂縫方向單向突進，造成與裂縫連通的采油井含水上升速度快，而裂縫側向的采油井不易見效。見水方向與主應力方向一致，裂縫走向均為西南-北東向，油井易暴性水淹，見效周期短，見水特征為液量大幅上升，含水上升迅速，產能下降幅度大，形成裂縫型見水。

通過總結水驅前緣資料，油藏見水油井主要表現出裂縫型見水的特征，油井見水時含水、液面反應迅速，部分油井液面上升到井口，隨著動態調整，液面又迅速下降，在主應力方向的油水井之間形成了注入水運動的“狹窄”通道，側向油井一般受效程度低，從注水見效區油井受效情況來看，亦表現出主應力方向油井見效程度較高的特點。

3.2高滲帶

由于儲層物性的差異，引起不同油水井之間滲透率、孔隙度等的差異，導致水驅方向和水驅速度的不同，特別是沿河道方向物性較好，易形成高滲帶，從而使油井含水率上升較快，井組其他井見效時間較長或者不見效。根據示蹤劑報告，盤35-30井組中主力油層高滲帶平均滲透率已高達250mD，為原始滲透率(1.30～2.45mD)的200～300倍，表明油層內部已出現了高滲帶、大孔道甚至微裂縫，儲層平面及縱向上的非均質性加劇。圖1為盤35-30井組水驅方向，盤36-29井和盤34-31井水淹，已關井。

圖1　盤35-30井組水驅方向圖

圖2　平面水驅不均井組示意圖

3.3平面水驅不均

盤古梁長6油藏平面水驅特征，平面儲層物性分布不均，裂縫和高滲帶發育，平面水驅特征復雜，水驅波及程度低，其中以水驅不對稱型為主(圖2)。

盤53-28井組共有8口生產井，其中5口井含水較高，3口井產能較高，從水驅前緣監測圖可以明顯看出該井組的水驅不均現象，注入水主要沿著盤54-28方向驅替。盤57-28井組共有7口生產井，其中3口井含水較高，水驅前緣監測結果顯示注入水主要沿主應力方向驅替，造成盤58-27井水淹，盤56-29井含水較高，高含水井含水率的增長成階梯狀，低含水井產能緩慢降低，說明注入水未波及到或者波及程度較低，地層能量未得到補充或者補充較少。

3.4中部高采出程度井含水率上升

油藏中部儲層物性好，壓力保持水平高(113%)，單井產量高(3.9t)，采出程度高(16.3%)，部分井長期高液量生產，累計采油達到3×104t以上，地質儲量采出程度達到50%以上。以盤62-24井為例(圖3)，該井注水見效后液量持續上升，2010年液量達到15m3，控液生產后穩產3年，2013年見水，2014年含水快速上升至85%，累計采油45613t，地質儲量采出程度51.2%。截止到2015年底，因中部高采出程度造成的含水上升井有6口，占見水井數6%。通過研究該類井見水原因，采用控液生產的方法遏制高產能井快速見水的發生。

圖3　典型高采出程度見水井(盤62-24井)生產曲線圖

3.5產液強度偏大

部分井由于生產措施的影響，產液量增大，導致含水率上升快，產油量上升較少。例如盤55-25井于2001年11月投產，2003年重復壓裂后日產液量上升至8.8m3，后日產液量持續穩定在6～7m3之間，生產至2013年，該段時間之內采液強度為0.43m3/m，后日產液量快速上升至8.85m3，采液強度大到1.12m3/m，同時伴隨著含水率上升，由12%增加至83%，即采液強度偏大造成含水率上升(圖4)。

圖4　典型高采液強度見水井(盤55-25井)生產曲線圖

4　結論

1)盤古梁長6油藏見效比例為86%，其中以見效穩定型為主，見效原因受控因素以儲層物性影響較大。

2)盤古梁長6油藏大部分油井含水率較低，產能也較高，伴隨著含水率的升高，單井日產油量逐漸減小，且下降幅度較大。

3)油井見水比例為30%，見水原因主要包括：①裂縫溝通造成主向井含水率快速上升；②高滲帶的影響；③由于物性不均造成水驅不均，導致油井見水；④中部高采出程度井含水率上升；⑤產液強度偏大造成含水率上升。

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[編輯]帥群

2016-03-01

房玉鳳(1986-)，女，工程師，碩士生，現從事油氣田開發方面的研究，599200404@qq.com。

TE331.3

A

1673-1409(2016)17-0071-04

[引著格式]房玉鳳，王軍，陳守民，等.盤古梁長6油藏見效見水特征分析[J].長江大學學報(自科版),2016,13(17):71～74.