乍得一期油田R1區塊穩油控水對策研究

韓進強，陳 鑫，朱澤昱，童守強，楊 迪

（1.中國石油玉門油田分公司勘探開發研究院，甘肅酒泉 735019；2.中國石油玉門油田分公司鉆采工程研究院，甘肅酒泉 735019；3.中國石油玉門油田分公司油田作業公司，甘肅酒泉 735019；4.中國石油玉門油田分公司老君廟采油廠，甘肅酒泉 735019）

1 區塊概況

1.1 地質概況

R1區塊位于乍得一期油田東北部，屬于常溫常壓稠油層狀邊水構造油藏。構造主體為一受南部近東西走向斷層控制斷鼻構造，一條北西-南東向斷層將該斷鼻構造分為R1和R1-3塊。目的層為下白堊系的K組，從上至下劃分為 KI2、KI3、KI4、KII1四個砂層組，KI4層為主要含油儲集層。主要發育扇三角洲前緣的水下分流河道、河口壩等沉積微相類型。儲層巖性為以長石成分為主的中粗砂巖?？紫抖确植荚?.4%～28.9%，平均孔隙度 19.3%，滲透率介于 0.7×10-3μm2～1 652.7×10-3μm2，平均滲透率 238.5×10-3μm2，為中孔中高滲儲層[1-3]。

1.2 開發概況

區塊于2011年4月開始投產，共有油井19口。2017年7月開井17口，日產油110 m3，綜合含水34.6%，采油速度0.6%，累計產油28.1×104m3，采出程度3.6%。

2 含水上升規律

區塊2011年4月開始生產，在經歷3個月的無水采油期后，油井普遍見水，月含水上升率2.5%左右，2012年1月后含水上升略有減緩，2012年11月2口井實施堵水措施，取得明顯效果，區塊含水出現下降，2013年4月后邊水突進，含水上升快，目前區塊油井已全部見水（見圖1）。

理論產液、產油指數隨含水上升變化趨勢：區塊含水初期，采液指數和采油指數下降明顯，隨著含水上升到50%以后，采液指數緩慢上升，采油指數繼續下降，說明中高含水期是主要的采油期（見圖2）。

通過沉積微相、油藏類型及油水分布特征及規律研究、結合生產數據分析，總結歸納R1區塊出水的主因是油藏本身決定[4-7]。

區塊圈閉幅度較小，油藏高度較小。由于為水下分流河道稠油油田，油層非均質性強，油水流度比大，油井生產后，隨著邊水的推進造成平面、層內、層間矛盾嚴重，這些原因是造成油田含水上升快的主要原因。

2.1 構造位置

圖1 R1區塊含水曲線

圖2 R1區塊無因次產液油指數曲線

圖3 R1區塊油井無水期產油圖

圖4 R1區塊油井無水期天數與射孔底界距水頂距離關系

由于構造幅度平緩，邊水推進快。區塊單井無水采油期短，9口井投產即見水，多集中在邊部，大部分井無水期天數在200 d以下（見圖3）。位于構造邊部較低部位的生產井，由于距離油水邊界近，測井解釋為油層的層段投產后不久邊水推進，油水界面上移，造成油井含水上升。含水上升快的油井多位于油藏東邊部，儲層物性相對較好，水體規模相對西部大。區塊見水時間與射孔底界距水頂距離相關，大部分生產井無水期天數與射孔底界距水頂距離呈正相關關系，見水時間快的井射孔底界距水頂距離較近。如R1-18井，位于油藏東邊部，射孔底部同水頂距離為同一高度，油井投產即見水，并很快水淹（見圖4）。

2.2 油水黏度比

油水黏度比是影響含水變化的主要因素。對中高黏度的油田，開發前期含水率上升較快，開發后期含水率上升較慢，在高含水階段采出程度占的比例較大，而低黏度油田則與此相反。R1區塊地下原油黏度比較大，原油黏度為57.3，油水黏度比為139.8。從童氏圖版曲線可以看出，區塊的含水與采出程度曲線呈明顯的凸型，含水上升快，采出程度低（見圖5）。

2.3 非均質性

圖5 R1區塊童氏圖版曲線

圖6 R1區塊KI4層滲透率分布圖

三角洲砂巖油田儲層具有非均質性，會造成油田某些層層間干擾較大。其非均質性主要表現為平面、層間和層內三個方面的差異。這方面的差異也是導致區塊開發過程中含水上升快的原因之一[8-12]。

2.3.1 平面差異 油層滲透率在平面上都是非均質的，且經常表現出一定的方向性（各向異性）。從區塊滲透率平面圖可以看出，區塊滲透率分布東部較高，西部低，這就容易引起邊水沿河道砂體突進，另外由于儲集層的平面差異，處于不同位置的生產井會出現井間干擾的現象（見圖6）。

2.3.2 層間差異 區塊單井均采用油層合采的方式，油層跨度大，單井要開采多個油層，各個油層性質不同，就形成了層間差異。采油井內各油層的地層壓力存在差異，而流壓是相同的，因而造成生產壓差的不同。好油層生產壓差大，出油多，差油層生產壓差小，出油少；加上好油層在較小的生產壓差下就能出油，而差油層則需要較大的生產壓差才能出油，從而加劇了層間矛盾，使差油層不發揮作用，好油層采油速度高水線推進速度快，水淹速度也快。

2.3.3 層內差異 層內差異是指一個單油層內部由于縱向上非均質性而形成的油水滲流差異，區塊屬于正韻律沉積和復合韻律河道沉積砂體，油層底部水驅油效率高，但波及體積增長慢，總的開采效果差。

3 穩油控水對策研究

3.1 機械封堵

3.1.1 油水界面 油水界面移動主要受構造影響，隨開采時間而變化。區塊的主產層KI4層的原始油水界面為-740 m，經過這幾年的開發，油水界面已整體上移，并且東部略高于西部，開采過程中也無統一的油水界面。根據油井的含水率分析，按保守計算，取整個油藏油水界面移動速度為5 m/a，東部的邊部井已全部水淹，東部的油水界面為-710 m，西部的油水界面為-715 m。

3.1.2 堵水研究 目前區塊含水高于60%的井有6口，邊部的4口和中部的2口，針對這些井做堵水研究，封堵其最下部射孔含油層段，開展數值模擬。

圖7 堵水措施日產油曲線

圖8 堵水措施綜合含水率曲線

對比分析：封堵6口高含水井后，區塊含水整體有明顯下降，能有效起到抑制全區含水上升的作用，并且區塊產油量也有所上升，效果較好（見圖7、圖8）。

綜合乍得現場實際，采用常規機械堵水的方法，即用封隔器及相應的管柱卡堵出水層，解決油井各油層間的干擾，達到增加油井產油量，減少產水量的目的。

3.2 提液采油

對油井進行提液時，應該遵循以下原則：（1）選好提液井位：應當從整體出發，減少層間干擾，以免造成油井單井增油而區塊整體水平下降。井間距很小的油井不宜提液；二線井不宜提液，如一線井特高含水后暫時關井或控制產水量，此時可提液。（2）油層厚度薄的井一般不宜提液。（3）選擇合理壓差：生產壓差與地層壓力水平有直接聯系，選擇位于原始地層壓力附近的油井提液效果好。對于天然能量開發油井，選擇動液面位置淺的油井提液。

針對R1區塊，本文通過油藏數值模擬研究，主要分析三個方面：油井提液部位優選；油井提液時機優選，油井提液幅度優選。

3.2.1 合理提液部位優選 為了解在油藏不同的部位提液對油藏開發的影響，將區塊不同部位的井進行提液研究，方案設置原則：盡量減少提液井間的干擾；不同方案中提液后增加液量基本一致。根據此原則設置三個提液方案：高部位提液、中部位提液、低部位提液。

通過指標對比分析，提液后不同方案累產油與不提液時的累產油變化對比發現，無論在低部位、中部位、高部位提液，都具有一定增油效果（見圖9）。

結合方案含水變化與采收率關系來看，三個方案中，在低部位和中部位提液都效果較好，高部位提液效果較差；低部位提液采出程度最高（見圖10）。

3.2.2 合理提液時機優選 在不同含水階段，以相同的提液幅度進行提液，研究提液時機對累產油以及含水上升規律的影響情況，以確定合理提液時機。

在目前生產模型的基礎上，分別模擬了在含水率為50%、60%、70%時刻，以極限產量（即合理提液幅度）的提液幅度進行提液（見圖11）。在含水50%階段提液，累產油的增幅與在含水60%時刻提液效果相差不大，且大于在含水70%時刻提液；說明合理的提液時機在含水率達到50%～60%時刻，不適合在含水過高的情況下進行提液（見圖12）。

圖9 不同提液部位日產油曲線

圖10 不同提液部位累產油曲線

圖11 不同提液時機日產油曲線

圖12 不同提液時機累產油曲線

3.2.3 合理提液幅度優選 如果邊水油藏提液幅度過大，會引起含水大幅度上升，增產效果變差。通過數值模擬計算研究在某一含水階段，提液幅度對累產油量以及含水上升規律的影響情況，以確定合理的提液幅度。

在目前生產模型的基礎上，初始階段以低采液速度生產，當含水達到60%時，進行提液。該方案分別模擬了提液幅度分別為1倍、1.25倍、1.5倍，模擬不同提液幅度對生產規律的影響（見圖13）。

圖13 不同提液幅度日產油曲線

圖14 不同提液幅度累產油曲線

當提液幅度為1.5倍時，累產油增長緩慢，與提液幅度為1.25倍時的累產油相差不大（見圖14）。因此，在區塊中高含水期，提液幅度不能過大，提液幅度大，會導致含水上升較快，縮短有效開發時間。

3.3 井網加密

3.3.1 井網方式 根據目前的開發方案評價，R1區塊井網形式選擇主要綜合考慮以下幾點：（1）對油藏控制能力強，主力油層不放過，儲量損失少。（2）在油田開發初期，由于對地下油層分布認識還有許多不確定性，因此井網部署一定要為以后的井網調整留有余地，有比較大的靈活性。（3）在滿足油田產油能力的條件下，權衡井網密度、采收率、經濟效益三者之間的關系，實現經濟效益最大化。

R1區塊屬于較整裝的構造油藏，油層分布相對比較穩定，但非均質性較強，目前的不規則井網已能滿足三者要求，故采用此不規則井網。

3.3.2 井網密度 井網密度是直接影響油田開發技術和經濟指標的主要因素。井網密度選擇的基本原則是：（1）有效地控制和動用絕大多數油層和儲量；（2）能滿足國家對原油產量的要求；（3）具有較好的經濟效益。

3.3.2.1 合理采油速度法 根據地質和流體物性，計算在一定的生產壓差下，滿足合理采油速度要求所需的油井數和總井數，從而計算出所需的井網密度：

據調查顯示，糖尿病患者中有46.4%同時患高血壓，23.2%的高血壓患者并存糖尿病[2]。兩者有共同的致病因素，包括年齡增大、肥胖、生活習慣差等。兩者病癥伴隨發展、互相影響：糖尿病患者體內糖代謝紊亂，會糖化血液、組織中的某些成分，形成動脈硬化；高血壓患者體內中脂肪堆積、血管壁增厚變硬使血管彈性減退，使局部組織出現缺血缺氧的情況，加重糖尿病病情，造成惡性循環[3]。高血壓伴糖尿病患者病情若得不到有效控制，會傷及血管、心、腦、腎等器官，增加冠心病、腦卒中、慢性腎功能衰竭等疾病風險。

3.3.2.2 最終采收率法 根據謝爾卡喬夫研究，井網密度和采收率關系有以下關系式：

3.3.2.3 經驗法 從我國許多油田的生產實踐說明，井距縮小，采收率有明顯提高。關于井網密度與采收率的關系，中國石油勘探開發研究院根據144個油田或開發單元的實際資料，將流動系數（K/μ）劃分為5個區間，分別回歸出5個區間的原油采收率與井網密度的關系（見表1）。

表1 不同類型油藏井網密度與采收率關系式表

3.3.2.4 經濟法 經濟井網密度是隨著油田開發的深入和技術經濟條件的改變而變化的，是一個動態指標，通常是指考慮了油價和財稅政策等條件所計算出的井網密度。它包括經濟最佳井網密度和經濟極限井網密度。

經濟最佳井網密度：

經濟極限井網密度：

根據以上公式可以求出油價為50$/bbl的情況下，不同計算方法綜合的區塊合理井網密度為7.7口/平方千米，井距為360 m；目前井網密度為4口/平方千米，井距為400 m～500 m，區塊有加密調整潛力。故考慮完善井網失控區，在油藏東南構造高部位的井網失控區部署開發井2口，提高剩余油動用程度，達到提高采收率的效果（見表2）。

4 應用效果

針對區塊油井液量低、開發效果差的實際情況，優選邊部2口井進行堵水工藝措施，并優選地層壓力保持較高且供液能力較充足的3口油井開展了提液試驗，均見到明顯增油效果。統計結果表明，2口堵水井堵水前日產液分別為9 m3、13 m3，綜合含水率均為60%，堵水后日產液分別為7 m3、10 m3，綜合含水率均在5%以內，平均單井日產增油4 m3；3口提液油井提液前泵排量分別在10 m3/d～25 m3/d，平均單井日產液18 m3，綜合含水率65%，提液后排量在15 m3/d～35 m3/d，與提液前相比，平均排液量提高了7 m3/d，平均單井日產油增加了3.5 m3，綜合含水率下降了10.6%，取得了良好的效果。

5 結論與建議

通過上述綜合研究，使得對區塊認識程度不斷加深，并在此基礎上針對存在問題對癥下藥，及時提出符合油田實際情況的開發思路，為提高油田開發效果理清了研究思路和研究方向，同時提出了一系列的穩油控水技術，使油田擺脫了以往較為被動的生產局面，歸納起來有如下幾點：

（2）針對高含水的油井，可封堵其最下部射孔含油層段，能控制含水上升并且產油量也有所上升。

（3）初期以較低的產液量生產，在含水60%以后進行提液效果較好；后期提液幅度應該控制在1.25倍左右，并優先對低部位油井提液，既能提高采出程度，又能控制含水上升。

（4）區塊的東南構造高部位可部署2口開發井，完善井網失控區，達到提高采收率的效果。

符號注釋：

S-井網密度，口/平方千米；N-地質儲量，m3；Vo-采油速度，無因次；a-計算系數，無因次；K-滲透率，10-3μm2；h-油層厚度，m；ΔP-生產壓差，MPa；Rot-油井數與總井數之比，無因次；A-含油面積，km2；ER-采收率，無因次；ED-驅油效率，無因次；Sb-經濟最佳井網密度，口/平方千米；Sm-經濟極限井網密度，口/平方千米；C-原油商品率，無因次；P-油價，美元/桶；O-成本，美元/桶；ID-單井鉆井投資，美元/口；IB-單井鉆井投資，美元/口；R-貸款利率，無因次；T-開發年限，年。

表2 R1區塊井網密度計算表

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