華慶地區(qū)侏羅系油藏見水主控因素研究—以F油藏為例

韓雪亮 林瑤（長(zhǎng)慶油田分公司第十采油廠，甘肅 慶陽745100）

1 地質(zhì)概況

F油藏為一套湖泊～河流及沼澤相沉積，儲(chǔ)層砂體為三角洲平原分流河道砂體、三角洲前緣水下河道砂體、河口壩砂體、河道砂體。儲(chǔ)層巖性為厚層塊狀含礫中-粗砂巖，交錯(cuò)層理發(fā)育，夾薄層泥巖，該井區(qū)平均孔隙度為15.2%，平均滲透率為10.5mD，整體屬中孔低滲儲(chǔ)層；地層原油密度0.806g/cm3，地層原油粘度4.68mpa·s，地面原油粘度5.32mpa·s；原始地層壓力13.7MPa，飽和壓力0.60 MPa，氣油比4.9m3/t；儲(chǔ)層為無～弱鹽敏、無～中等酸敏、無～弱速敏、無～弱水敏、弱堿敏。

F油藏主要受構(gòu)造控制，邊底水較發(fā)育，屬天然彈性水壓驅(qū)動(dòng)油藏；按照油層與底水接觸分為西北部層狀油藏及東南部底水油藏。西北部平均砂體厚度16.5m，平均油層厚度10.6m，底水不發(fā)育；東南部砂體厚度較大，平均砂體厚度38.6m，平均油層厚度10.2m，平均底水厚度28.4m，油層厚度與底水厚度之比為1：2.8。

2 含水上升主控因素分析

F 油藏2015 年投入開發(fā), 正常生產(chǎn)井67 口，其中油井53口，水井14口。近年出現(xiàn)18口含水上升井，均為見地層水含水上升。平均含水由15.0↑59.9%（其中含水上升超過50%的9口，占上升總井?dāng)?shù)的50.0%），日產(chǎn)油量55.9↓16.4t/d，日均影響油量39.5t，油井含水上升導(dǎo)致油藏遞減快，穩(wěn)產(chǎn)難度增大。

2.1 儲(chǔ)層構(gòu)造

通過對(duì)F 油藏2019 年-2015 年含水對(duì)比（圖2-1），發(fā)現(xiàn)投產(chǎn)初期，高含水井零星分布，主要位于油藏構(gòu)造低部位。至2019年，油井含水上升呈連片狀分布，由構(gòu)造高部位→構(gòu)造低部位，油井含水分布由低→高，構(gòu)造對(duì)油井含水控制明顯,隨著油藏開發(fā)和油水界面上升，構(gòu)造低部位油井優(yōu)先見水。

2.2 底水厚度

18 口含水上升井中，15 口與底水直接接觸，2 口存在0.9m夾層，1口存在5.7m隔層，平均底水厚度32.0m。

通過底水發(fā)育情況分析,底水厚度越厚，油井含水上升幅度越大，最終含水越高。當(dāng)?shù)姿穸瘸^25m 時(shí)，油井含水有較大上升風(fēng)險(xiǎn)，且上升后最終含水大于40%，底水不發(fā)育區(qū)，油井含水穩(wěn)定。底水越厚，油井地層能量越充足，容易造成底水快速錐進(jìn)，造成油井含水上升。與底水直接接觸含水上升井占含水上升總井?dāng)?shù)的83.3%，可見，當(dāng)隔夾層存在時(shí)，能有效抑制底水抬升。（圖2-2）

圖2-1 F油藏2015年-2019年含水對(duì)比圖

圖2-2 F油藏底水發(fā)育情況

圖2-3 與底水直接接觸井采液強(qiáng)度統(tǒng)計(jì)圖

2.3 采液強(qiáng)度及生產(chǎn)壓差

通過對(duì)采液強(qiáng)度及生產(chǎn)壓差研究發(fā)現(xiàn)，F(xiàn) 油藏油井含水上升表現(xiàn)出生產(chǎn)壓差越大，油井含水越易上升；采液強(qiáng)度越大,油井低含水生產(chǎn)時(shí)間越短,見水越快。油層與底水直接接觸井含水上升受采液強(qiáng)度及生產(chǎn)壓差影響明顯。

通過對(duì)統(tǒng)計(jì)，當(dāng)采液強(qiáng)度高于0.5m3/(d.m)時(shí),油井含水上升風(fēng)險(xiǎn)較大（圖2-3）。對(duì)含水上升井采液強(qiáng)度與見水周期對(duì)比，采液強(qiáng)度與油井見水周期具有良好的相關(guān)性，采液強(qiáng)度越高，油井見水周期越短。當(dāng)采液強(qiáng)度高于0.5m3/(d.m)時(shí)，低含水生產(chǎn)時(shí)間在100-500 天之間（平均258 天），當(dāng)油井采液強(qiáng)度低于0.5m3/(d.m)時(shí)，低含水生產(chǎn)時(shí)間在700-1600 天之間（平均1099天）。

生產(chǎn)壓差越大，油井越易見水，且生產(chǎn)壓差與底水厚度有一定關(guān)系，當(dāng)?shù)姿穸却笥?5m 時(shí)，油井生產(chǎn)壓差超過5.5MPa即見水，當(dāng)?shù)姿穸鹊陀?5m 時(shí)，油井生產(chǎn)壓差超過6.5MPa 易見水。（圖2-4）

通過對(duì)比分析，對(duì)與底水直接接觸井7 口井應(yīng)進(jìn)行調(diào)整。其中4 口井控制生產(chǎn)壓差，1 口井控制采液強(qiáng)度，1 口井可以放大生產(chǎn)參數(shù)，2口井因地層堵塞生產(chǎn)壓差偏大實(shí)施解堵措施。

2.4 套破

部分侏羅系油井存在套管腐蝕穿孔現(xiàn)象，造成套破段地層水倒灌，油井含水上升。如F42-16 井投產(chǎn)初期日產(chǎn)液1.54m3，日產(chǎn)油1.17t，含水9.4%。2017 年2 月為提高產(chǎn)量實(shí)施壓裂措施。壓裂后液量、液面上升，含水較高，化驗(yàn)油井含鹽21451mg/l,水型NaHCO3，表現(xiàn)明顯見地層水特征。2019 年11 月實(shí)施四十臂井徑+磁成像測(cè)井后顯示射孔段上部存在腐蝕穿孔現(xiàn)象，分析認(rèn)為高含水主要受套破影響,對(duì)該井實(shí)施隔采后液量、含水、含鹽均下降。（圖2-5）

圖2-4 與底水直接接觸井生產(chǎn)壓差-底水厚度統(tǒng)計(jì)圖

圖2-5 F42-16井生產(chǎn)歷史

2.5 其他原因

除以上原因外，部分井地層堵塞也會(huì)造成含水上升。該區(qū)塊油井堵塞后表現(xiàn)“液量、液面下降，含水上升”特征，堵塞后由于水的粘度較油低，滲流能力較好，較油更易流動(dòng)，因此油井含水升高。

注入水推進(jìn)也是油井含水上升原因之一，目前F油藏暫未出現(xiàn)見注入水井，但是通過示蹤劑等測(cè)試，部分油井有見注入水趨勢(shì)，應(yīng)及早預(yù)防。

3 結(jié)語

1、隨著油藏開發(fā)和油水界面上升，構(gòu)造低部位油井優(yōu)先見水。

2、底水厚度越厚，油井含水上升幅度越大，最終含水越高。

3、采液強(qiáng)度越大，油井見水周期越短，生產(chǎn)壓差越高,油井越易見水,應(yīng)及時(shí)控制該區(qū)塊油井采液強(qiáng)度及生產(chǎn)壓差。。

4、套破、地層堵塞、注入水推進(jìn)等也會(huì)造成油井含水上升。