興古潛山油藏注水開發(fā)過程中油井控水相關問題分析

朱丹

摘 要：興隆臺油田興古潛山油藏自2007年采用縱疊平錯的立體開發(fā)井網(wǎng)以來實現(xiàn)了興古7塊的滾動開發(fā)，到2010年油藏產(chǎn)能達到百萬噸，為采油廠油氣上產(chǎn)增效提供了堅實保障。而自2011年開始，受油藏性質及開發(fā)時間延長影響，興古潛山油藏出現(xiàn)壓力不斷下降、油井開始見水，產(chǎn)量出現(xiàn)較快遞減，并有進一步加大趨勢，開發(fā)形勢不容樂觀，特別是在該區(qū)塊通過注水模式進行開發(fā)以來，相關油井見水后對產(chǎn)量影響劇烈，因而有必要對興古潛山油藏下步措施進行研究，確保潛山油藏長期保持高產(chǎn)水平。本文通過見水井見水時間，見水推進速度及見水井分布區(qū)域開展研究，并提出初步調整意見，為油藏長期高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)提出重要參考。

關鍵詞：興古潛山油藏;注水開發(fā);油井見水

1油藏勘探開發(fā)概況

興古潛山構造上位于遼河坳陷西部凹陷中南部興隆臺-馬圈子潛山構造帶上。整體為被三個生油洼陷所包圍的基巖潛山，呈典型的“洼中之隆”形態(tài)，為新生古儲型潛山油藏，具有十分優(yōu)越的油氣成藏條件。興古7斷塊區(qū)構造上位于興隆臺背斜構造帶的北部，受兩條近東西向斷層與北東向斷層控制，潛山整體呈東西向展布的背斜形態(tài)。潛山儲層以混合花崗巖為主，巖性堅硬。油藏內部發(fā)育北東向 60°～80°網(wǎng)狀高角度裂縫，構成潛山儲層的主要儲集空間，裂縫密度25.4條/m，油藏有效孔隙度最大13.3%，平均5.7%，油藏原始含油飽和度平均61%，原油密度平均0.824g/cm3。油藏埋深2335m～4670m，含油幅度在2335m以上，油藏類型為具有層狀特征的塊狀變質巖裂縫性潛山油藏，具有統(tǒng)一溫度和壓力系統(tǒng)，平均壓力系數(shù)1.05，2010年底興隆臺潛山上報探明含油面21.79km2，探明石油地質儲量1.06x108噸，同時以興古7塊為開發(fā)試驗區(qū)，采用四段七層開發(fā)模式進行規(guī)模開發(fā)。興古7主體塊2010年上報儲量2865.97萬噸，截止2011年底共有油井39口，開井27口，井口日產(chǎn)油1125.6噸，日產(chǎn)氣27.26萬方，年產(chǎn)油45.17萬噸，累產(chǎn)油176.2萬噸，累產(chǎn)氣47.31萬方，累產(chǎn)水3.829萬方，采油速度1.58%，采出程度6.15%。

2 油藏開發(fā)過程中存在的問題

2.1近兩年投產(chǎn)新井同以往相比，產(chǎn)量明顯降低

統(tǒng)計分析發(fā)現(xiàn)，2007年研究區(qū)塊投產(chǎn)的新井平均單井日產(chǎn)油117.8噸，到2011年下降到52 噸，下降幅度達55.9%。

2.2老井產(chǎn)量遞減較大

對投產(chǎn)油井按深度段統(tǒng)計分析，各段油井目前平均單井日產(chǎn)量較 初期均有大幅下降。二段平均單井日產(chǎn)量下降最多，下降45.1%;一段下降41.8%;三段下降40.4%，平均下降47.5%。

2.3含水上升對產(chǎn)量的影響遠遠大于壓力下降對產(chǎn)量的影響

受壓力下降影響油井產(chǎn)量遞減在14～22%之間。但含水上升對產(chǎn)量的影響更大，見水后產(chǎn)量會發(fā)生突變，僅僅半年時間，16口見水井 遞減從見水前的21.07%加大到見水后的34.8%。

3注水過程中油井控水相關問題分析

3.1油井見水規(guī)律分析

興古潛山實施滾動勘探開發(fā)已有10余年的時間，目前已形成規(guī)模開發(fā)，成為采油廠產(chǎn)能重要陣地，自2011年以來，該區(qū)塊油藏研究工作重點是強化投產(chǎn)井的壓力和產(chǎn)量動態(tài)變化分析，為油藏開發(fā)方式轉換作足儲備，經(jīng)過對近年來該區(qū)塊油藏油井產(chǎn)能狀況的研究分析認為，該區(qū)塊油藏主要存在兩個方面問題：一是油藏壓力下降趨勢加大，二是油藏見水井增多。受壓力下降影響油井產(chǎn)量遞減在14～22%之間，但含水上升對產(chǎn)量的影響更大，見水后產(chǎn)量會發(fā)生突變，投產(chǎn)至今興古潛山油藏已有16口井在生產(chǎn)過程中見水，主要分布在潛山主體部位東部。從見水井所屬層段上看，多屬三段井。從見水時間上看，2011年3月-7月間有11 口井見水，截止2011年底，16口見水井綜合含水達28%。見水后，油井產(chǎn)量大幅遞減或停噴，停噴上抽后油井高含水。如興古7-H310井，含水達到40%以上后，停噴，影響產(chǎn)量30噸，下泵后日產(chǎn)液25方，含水100%。自2011年3月份自噴井見水時16口井合計日產(chǎn)油592噸，到2012年2月份降到334噸，產(chǎn)量下降44%。興古潛山油井見水主要集中在Ⅲ、Ⅳ段。Ⅳ段油井中，有5口井投產(chǎn)即見水（興古7-10、興古7-19、興古7-S105、興古9-3、興古 7-H406），其中興古7-H406、興古7-19全部產(chǎn)水，其余井顯示油水同出的特點，表現(xiàn)為油水界面附近層位的生產(chǎn)特點。

通過對Ⅳ段直井的生產(chǎn)層位分析，油井見水生產(chǎn)井段均在4480-4750m之間，特別是對興古9-3、興古7-15井在4700m以下試油全部出水，結合馬古潛山的馬古8、馬古8C以及之后見水的馬古-H203、馬古-H209井生產(chǎn)情況表明，興隆臺潛山帶油水界面在4670m附近，但各油藏略有高差。另外，興古潛山雖具有統(tǒng)一的壓力系統(tǒng)，但結合各直井深層試油及生產(chǎn)情況表明，油水界面顯示出不完全水平的特點，特別是對興古7-19、興古7-H406井生產(chǎn)特點分析，結合Ⅲ段井見水分析，主力斷塊東部地區(qū)油水界面應明顯高于其余區(qū)域。

通過上述分析，地層已出水，而目前的出水層位主要集中在Ⅲ、Ⅳ段，平面上集中在興古7、興古7-12塊東部，說明潛山存在嚴重的非均質性，地層水已沿著高滲區(qū)域形成錐進。由于興古潛山屬裂縫性油藏，油藏雖具備統(tǒng)一的壓力系統(tǒng)，但并不存在水平的油水界面。興古潛山鉆井過程中多井漏失鉆井液，總漏失量在1.2萬方左右，目前各井累計產(chǎn)水量已超過5萬方，剩余出水量很可能是地層水。結合水性化驗分析，高液量、高含水油井礦化度由10000mg/L逐漸下降至5000-6000mg/L之間，并保持穩(wěn)定，表現(xiàn)為漏失鉆井液隨地層 水逐漸產(chǎn)出并排凈的特征。由于興古潛山油水界面在4670m附近，且油井均在生產(chǎn)過程中逐漸見水，反映出地層水已形成錐進，并已形成突破，導致油井見水。由于目前見水油井均集中在東部地區(qū)，東部地區(qū)Ⅱ段油井甚至已出現(xiàn)偶然見水現(xiàn)象，表現(xiàn)出潛山油藏裂縫發(fā)育并起到主要的溝通作用，底水沿裂縫錐進，油藏顯示強非均質性。

針對興古潛山強非均質性油藏，動態(tài)分析認為底水錐進的可能性是完全存在的，其中應用物質平衡法計算興古潛山底水侵入量，目前壓力下10.6MPa，底水上侵量在17.55萬方以上。

4結論

4.1興古潛山油水界面不是水平的，東部區(qū)域油水界面應高于其余地區(qū)，且目前地層水已形成錐進，對Ⅱ段生產(chǎn)井造成極大威脅，因此研究新的能量補充方式迫在眉睫，建議實施頂部注氣方式補充地層能量。

4.2潛山地層水水型已基本確定為CaCl2水型，CaCl2遇NaHCO3形成CaCO3結垢堵塞地層，造成儲層滲透率變低，影響油井產(chǎn)能同時 也傷害油井舉升設備，因此在作業(yè)過程中必須嚴格控制入井水，確保油井正常生產(chǎn)。

參考文獻：

[1] 王軍.潛山油藏動態(tài)模型及油藏預測[M].北京：石油工業(yè)出版社，2004.

[2] 李連江.興隆臺采油廠潛山類型油藏油井產(chǎn)狀和油藏動態(tài)分析[J].大慶石油地質與開發(fā)，2013，14（3）：53-56.

（中國石油遼河油田分公司興隆臺采油廠? 遼寧? 盤錦? 124000）