鎮(zhèn)北油田X287區(qū)長8油藏見水規(guī)律淺析

吳 越，宋傳娟

(1.長慶油田第十一采油廠，甘肅 慶陽 745000；2.長慶油田第二采油廠，甘肅 慶陽 745100)

鎮(zhèn)北油田X287區(qū)長8油藏見水規(guī)律淺析

吳 越1，宋傳娟2

(1.長慶油田第十一采油廠，甘肅 慶陽 745000；2.長慶油田第二采油廠，甘肅 慶陽 745100)

通過對鎮(zhèn)北油田X287區(qū)長8油藏地質(zhì)及開發(fā)現(xiàn)狀分析，進(jìn)一步認(rèn)識受裂縫控制井的見水特征，對主向井控制含水，提高側(cè)向見效程度；根據(jù)裂縫方向，對相應(yīng)的水井進(jìn)行調(diào)配、通過合理上提泵掛，控制產(chǎn)液，減少生產(chǎn)壓差等措施，達(dá)到改變水驅(qū)方向，控制含水上升速度的目的，為油田的長期發(fā)展奠定堅實(shí)的基礎(chǔ)。

鎮(zhèn)北油田；見效見水；治理效果

1 地質(zhì)概況

1.1 區(qū)域構(gòu)造地質(zhì)背景

鎮(zhèn)北油田X287區(qū)位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡的西南部，屬西南沉積體系，三疊紀(jì)時受西南物源控制，形成了一套以碎屑巖為主的沉積物，經(jīng)過長7期湖盆的擴(kuò)張后，開始收縮，到長3期湖盆收縮較快，其沉積環(huán)境從大面積的水下沉積演變?yōu)樗铣练e，直至深湖相消失，全部演變?yōu)闇\湖相的沉積。侏羅紀(jì)時，由于盆地的整體抬升，該地區(qū)大面積缺失長2、長1地層。

1.2 地層劃分

對比原則：在區(qū)域標(biāo)志層的控制下，依據(jù)電性曲線組合特征，參考地層厚度及局部標(biāo)志層劃出油層組，進(jìn)而根據(jù)沉積旋回、巖性變化劃分出小層。

區(qū)域研究表明，延長組地層按沉積旋回、巖性組合，在該區(qū)分布范圍廣，厚度穩(wěn)定，特征明顯，區(qū)域標(biāo)志層K1 (“張家灘”頁巖)300～350 μs/m)、高自然伽瑪(大于200 API)、低密度(2.1～2.3 g/cm3)的特點(diǎn)。根據(jù)局部標(biāo)志層長8頂凝灰?guī)r(低電阻、低自然電位、低密度、高時差、高自然伽瑪)，結(jié)合地層厚度和次一級沉積旋回將長8油組進(jìn)行細(xì)分，自下而上長8分為長82、長81，油層主要分布于長81小層。油藏埋深2 237 m。

1.3 儲層特征

巖性特征：長81儲層巖性為灰綠色、褐灰色中～細(xì)粒長石巖屑砂巖，顆粒呈次棱狀，顆粒間呈線狀接觸，薄膜～孔隙型膠結(jié)為主，填隙物以鐵方解石為主，平均含量3.8%，次為綠泥石和水云母。

物性特征：平均滲透率為1.802×10-3μm2，平均孔隙度為11.06%。

油藏埋深：平均油層中部深度2 237 m。

儲層厚度：長8平均砂層厚度15.9 m，平均油層厚度10 m。

孔隙類型：長8儲層平均孔徑52.57 μm，屬中孔低滲儲層。

1.4 流體性質(zhì)

原油性質(zhì)：長8儲層原油性質(zhì)較好，地面原油具有低密度(0.854 8 g/cm3)、低粘度(7.03 mPa·s)和低凝固點(diǎn)(17.43℃)的特征。地層壓力17.69 MPa，飽和壓力8.25 MPa，體積系數(shù)1.23，氣油比78.038 m3/t。

地層水：總礦化度51.2 g/L，pH值6.0，水型CaCl2。

2 開發(fā)及見水現(xiàn)狀

2.1 開發(fā)現(xiàn)狀

截止2016年2月，動用含油面積13.8 km2，動用地質(zhì)儲量669.66×104t。2016年2月油井開井100口，日產(chǎn)液水平170 t，日產(chǎn)油水平100 t，含水41.5%，平均動液面644 m，水井開井43口，日注水644 m3，平均單井日注15.0 m3，月注采比.01，地質(zhì)儲量采油速度1.67%，地質(zhì)儲量采出程度3.81%，地質(zhì)儲量采液速度2.02%，可采儲量采油速度9.26%，可采儲量采出程度21.19%。可采儲量采液速度11.25%，剩余可采儲量采油速度11.74%(見圖1)。

圖1 鎮(zhèn)287采油曲線

2.2 見水現(xiàn)狀

長8油藏主向見水23口，占主向比例25.9%，占總井?dāng)?shù)10.9%，目前已轉(zhuǎn)注5口，間開5口，與見水前相比，日影響油量16.7 t。主向見水是影響三疊系油藏開發(fā)效果的主要原因。

表1 XX油田X287井區(qū)長8油藏歷年主向見水井統(tǒng)計

3 見水方向識別

為了對暴性水淹井和含水上升較快的井實(shí)施有效的增產(chǎn)措施，達(dá)到遏制含水上升、穩(wěn)產(chǎn)甚至提高原油產(chǎn)量的目的，就必須搞清注水井注入水的推進(jìn)方向及油層在縱向上的連通情況，為油田實(shí)施增產(chǎn)措施提供依據(jù)。目前判斷見水方向常用的方法是脈沖試井法、動態(tài)驗(yàn)證法、注示蹤劑法以及裂縫方位測試綜合法四種。

3.1 脈沖試井

脈沖試井是多井干擾的一種形式，它是在一口井中產(chǎn)生脈沖方式的流量變化，而在周圍井中記錄壓力變化，基本單元應(yīng)包括兩口井，前者多為注水井，稱為激動井，后者多為生產(chǎn)井，稱為反應(yīng)井。利用脈沖試井理論解釋版圖，對壓力反應(yīng)曲線進(jìn)行解釋，可以求得兩井間的流動系數(shù)和儲能系數(shù)。

截止目前，共在3口油井9口注水井上實(shí)施脈沖試井，應(yīng)用效果較好。

通過對3口注水井進(jìn)行激動，從脈沖對應(yīng)關(guān)系看，X85-52井與X84-53井對應(yīng)關(guān)系比較好，與X86-51、X86-53井對應(yīng)關(guān)系不明顯，在干擾信號上沒有見到明顯激動信號。主要有以下特征：1)X84-53關(guān)井120小時后在X85-52井壓力出現(xiàn)明顯波動，2)X84-53井激動時，注水量上提，在X85-52井上壓力一次比一次有所上升，兩個激動周期也比較明顯；從以上分析可以得出結(jié)論：X85-52井的來水方向?yàn)楸逼珫|方向的X84-53井，該井關(guān)井120小時后壓力出現(xiàn)明顯波動，說明這兩口之間存在有比較明顯的裂縫溝通；脈沖信號滯后時間為20～30 h。

X79-50井見水時周圍對應(yīng)2口注水井：X78-49、X80-49，X79-50井04年9月13日投產(chǎn)，X78-49井04年5月27日投注，X80-49井04年5月27日投注，投產(chǎn)投注時間基本上為同步注水，X79-50井05年12月10日見水，見水時X78-49井累注14 157 m3，X80-49井累注13 017 m3，X53井累計注水15 863 m3，X80-51井累計注水14 313 m3，05年5月結(jié)合測壓(30.12 MPa)對X78-49、X80-49兩口井進(jìn)行脈沖激動，判斷X79-50井見水方向。

從脈沖信號對應(yīng)關(guān)系看,X79-50井與X80-49井之間對應(yīng)關(guān)系較好，與X78-49井對應(yīng)關(guān)系次之，說明X80-49井與X79-50井之間有裂縫溝通，而與X78-49井之間有連通性，X79-50井含水上升的主要來水方向?yàn)閄80-49井。

3.2 適應(yīng)性評價

(1)根據(jù)脈沖試井解釋結(jié)果，判斷見水方向主要呈現(xiàn)北-東、西-南向，天然裂縫的走向主要為北偏東，且北東向以角井見水為主(NE78°-80°)，見水方向與鄂兒多斯盆地區(qū)域天然裂縫走向基本一致。

(2)根據(jù)激動壓力相應(yīng)時間，可初步判斷裂縫溝通能力。根據(jù)測試的結(jié)果看，X85-52與對應(yīng)水井之間的壓力響應(yīng)時間短，存在明顯裂縫段。

3.3 動態(tài)驗(yàn)證法

隨著見水井的不斷增加，需要采用一些簡便且經(jīng)濟(jì)的方法，動態(tài)驗(yàn)證法就是一種通過對見水油井對應(yīng)注水井調(diào)整注水，觀察油井動態(tài)變化而判斷見水方向。動態(tài)驗(yàn)證是，截止目前動態(tài)驗(yàn)證8口(X78-52、X87-50、X85-52、X162-29、X217-14等)。

X87-50井6月30日含水上升，鄰近注水井X86-51井2007年7月3日-8月28日停注觀察56 d，停注15 d后X87-50井含水下降，在此后的36天內(nèi)含水由61%↓52%↓46%↓28%↓20%；8月28日恢復(fù)注水，11 d后含水開始上升，由18↑25%，43 d后含水上升到85%。

4 見水見效規(guī)律淺析

4.1 主向井見水規(guī)律

X218區(qū)投產(chǎn)以來含水始終控制在10%以內(nèi)；X221區(qū)第9個月含水突破30%，第22個月含水突破60%；X53區(qū)見效后很快見水，反映了人工縫與天然裂縫溝通，投產(chǎn)第11個月含水已突破30%，投產(chǎn)第18個月含水突破50%。

通過分區(qū)開發(fā)歷史數(shù)據(jù)分析可知，由于注采政策的不同，導(dǎo)致見效、見水以及遞減規(guī)律方面存在著較大差異，但變化均遵循三個階段：初期遞減階段，這一階段油井見效具有明顯的滯后期，這一時期產(chǎn)量遞減的；見效穩(wěn)產(chǎn)階段，一是注水見效后產(chǎn)能上升幅度大，二是注水見效后單井產(chǎn)能增加幅度小，三是油井見效增產(chǎn)幅度不明顯，但產(chǎn)能基本保持為擬定，四是油井見效后很快見水并快速水淹，產(chǎn)量快速下降；后期遞減階段。

表2 XX油田鎮(zhèn)287井區(qū)長8油藏歷年主向見水井統(tǒng)計

4.2 見水原因分析

(1)微裂縫發(fā)育是含水上升的主要因素。從含水分布圖可知，見水井主要分布在主向，裂縫及微裂縫的發(fā)育，導(dǎo)致含水上升。

截止目前X53區(qū)主向見水14口，平均見水周期531 d，南部見水周期為328 d，北部見水周期為749 d，見水比例60.87%，日影響油量40.6 t。

(2)不同井網(wǎng)部署是造成含水上升的一個主要原因。X53區(qū)井網(wǎng)480×180 m，與X218區(qū)相比，井距偏小，排距偏大，是造成主向早期見水的重要要原因；X221區(qū)井距520×140 m，主向見水但側(cè)向見效程度較高；X218區(qū)井網(wǎng)520×180 m，由于不斷優(yōu)化注水技術(shù)政策，未出現(xiàn)新增見水井。

(3)吸水剖面不均是異常見水原因之一。2016年共測試吸水剖面26口，其中吸水剖面不均、出現(xiàn)尖峰狀吸水的井10口，部分井對應(yīng)油井含水出現(xiàn)不同程度的上升。

(4)累計注水量與含水上升有一定的相關(guān)性。目前長8油藏注水井平均單井累計注水量1.15×104m3，最高累計注水量4.16×104m3，由于裂縫的存在，主向油井已進(jìn)入見水期。累計注水量與含水分布圖對應(yīng)關(guān)系上看有一定的對應(yīng)關(guān)系，但對應(yīng)不明顯。

5 結(jié)論及建議

5.1 結(jié)論

(1)做好動態(tài)監(jiān)測和跟蹤分析研究是制定見水治理技術(shù)的保證。

(2)脈沖試井方法可以有效的判斷見水的主要方向，是相對有效的方式之一，技術(shù)工序相對簡單，費(fèi)用較低，經(jīng)濟(jì)效益較好是下步判斷見水的主要方向。

(3)動態(tài)驗(yàn)證法判斷見水方向使用有限，因生產(chǎn)因素中影響因素過多，判斷的準(zhǔn)確性偏差，還需要其他測試方式來完成對見水方向的判別。

(4)裂縫發(fā)育油藏可采用堵水調(diào)剖進(jìn)行治理，建議后期實(shí)施油井或水井堵水試驗(yàn)。

(5)加強(qiáng)受裂縫控制的三類井分類治理，對Ⅰ類井實(shí)施轉(zhuǎn)(油井轉(zhuǎn)注)、堵(水井堵水)，對Ⅱ類井調(diào)(平面調(diào)差)、堵(堵油井)，對Ⅲ類井實(shí)施措施改造。

(6)加強(qiáng)注采調(diào)控，由于長8裂縫發(fā)育，合理調(diào)整注采比例，可以避免暴性水淹油井，減緩遞減，提高最終采收率。

5.2 建議

繼續(xù)抓好“注水”和“控水”兩個環(huán)節(jié)，確保油田穩(wěn)產(chǎn)：(1)見水方向識別。脈沖試井2口：X160-31、X156-31。(2)見水井堵裂縫，降低含水，恢復(fù)儲量控制。油井堵水1口：X87-52。(3)繼續(xù)開展“平面調(diào)差”，改善地層滲流狀況。平面調(diào)差4口：X156-31、X158-29、X164-30、X89-44。(4)調(diào)整平面滲流狀況，提高水驅(qū)效率。平面調(diào)整3口：X212-17、X212-19、X214-21。(5)剖面調(diào)整，提高水驅(qū)動用程度。剖面調(diào)整5口：X214-17、X214-19、X86-49、X155-32、X163-31。(6)根據(jù)壓力分布細(xì)化分區(qū)注水技術(shù)政策。

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2016-09-28

吳越(1993-)，女，山西平順人，助理工程師，主要從事油田開發(fā)工作。

P618.13

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1004-1184(2017)01-0173-03