子北油田玉家湾区高含水原因分析及治理研究

刘金宝

延长油田股份有限公司子北采油厂，陕西延安 717300

1 研究区概况

子北采油厂隶属于延长油田股份有限公司，位于陕西省子长县北部，管辖子北油田和涧峪岔油，本文研究的子北油田玉家湾区位于子长县玉家湾镇境内。

2 研究的目的和意义

子北采油厂目前有总井数4996口，开井数3934口，关停的1062口井中，含水率超过90%的油井有908口，占关停井数的85.5%。子北油田玉家湾区自2003年注水以来，2003年所有测产井平均含水率为60.7%，2004年为63.83%，2005年为66.8%，2006年为70.35%，2007年为70.5%。含水率是在逐年递增，也从侧面反映出产量的逐年递减。截至2010年8月，子北油田玉家湾区有油井1474口，开抽1380口，平均日产液1262.8吨，综合含水80%。当年新投产井161口，日产液644吨，综合含水高达85%[1]。高含水井已成为制约子北采油厂油田开发整体效益提高的重要因素。因此，开展高含水井综合治理技术研究有十分重要的意义。

3 造成高含水的主要因素

造成油井高含水的原因比较复杂，有工程原因，也有地质原因；有先天原因，也有后天原因。本文主要从以下几个方面论述。

3.1 油水分异较差，油水混储，初期油井含水高

据储层评价结果，子北采油厂储层以特低孔、特低渗储层为主。而且孔喉半径小，排驱压力高，不利于油水在储层中渗流，加之地层较平缓，所以油水分异较差。据相渗分析图，油水相对渗透率的交叉点对应的含水饱和度小于50%，说明储层为弱亲油储层，这也使得油水分异更加困难。

由于子北油田玉家湾区油水分布特点就是“油水混储”，所以油井压裂后油水共同产出，新井含水率一版在60%～80%。以2011年4月压裂的探井理960井为例，该井主力油层长61，测井显示低阻、八侧向与中深感应分离较明显，解释结论为“油水同层”，试油选择671～673米段，预计压后含水率80%。试油一月后统计产量数据，综合含水率86%，比预计含水率略高。

3.2 人工裂缝导致注入水沿裂缝窜进

子北油田玉家湾区现在主要在路家寺区块注水，该区注水井均为2003年由采油井转注。由于储层特低渗，自然求产无工业油流，子北油田的采油井均采用压裂求产，并且2003年子北油田开始注水以前新井压裂的加砂量都比较大。以注水井2038井为例，1999年7月首压644.2米-647.2米段，加砂23方；1999年12月，二压684.5米-686.5米段，加砂22方。另外一口注水井2048井，1999年6月首压682.4米-685.4米段，加砂32方；2000年11月，二压636.4米-638.4米段，加砂20方。加砂规模如此之大，而井距小于200米，油藏注水后，注入水很容易沿裂缝窜进，使沿裂缝方向上的采油井见水快，油藏含水上升快，可能在很短的时间内就进入高含水阶段，而位于裂缝两侧的油井见效慢，压力恢复慢。因此裂缝在注水开发过程中会导致严重的平面矛盾，使油井注水见效及水淹特征具有明显的方向性。

3.3 油源不足是油田高含水的主要原因

油源不足是子北油田玉家湾区高含水的主要原因，主要证据有：

1）研究区内烃源岩条件相对较差

鄂尔多斯盆地是在古生代沉积基础上形成和发展起来的中生代大型内陆坳陷型盆地，晚三叠纪延长世是盆地湖泊发育的全盛时期，长7期沉积的暗色泥岩发育，厚度大，主要生油化学指标均达到好的生油岩级别，是鄂尔多斯盆地中生界最主要生油岩。

从鄂尔多斯盆地中生界长7优质油源岩分布图中可以看出，子北油田所在的子长县远离生油中心。玉家湾区2007年以来所打的探井基本钻穿长7层后完钻，长7烃源岩的厚度最大也只有10m左右。而长7是整个鄂尔多斯盆地的最大湖泛面，也就是说长7为整个延长组的最好的烃源岩层位，长6的烃源岩其品质比长7肯定要差，所以，对于子北采油厂的长6油层组而言，其烃源供给不够。

2）原始含油饱和度相对较低

将子北油田玉家湾区与相邻的区域进行对比，可以发现延长组长6油层组的原始含油饱和度最高者为安塞县杏河区，含油饱和度高达50.5%；其次为同处于子长县的子长油田安定区，含油饱和度为50%；而位于子北油田赵家台探明储量区的含油饱和度最低，仅为49%。与烃源岩分布相同，含油饱和度从东南向西北有变低的趋势，这从另外一个角度佐证了油源不足是子北采油厂油藏高含水的主要原因[2]。

3）运移条件差是油田高含水的重要原因

据烃源岩评价和油源对比结果，子北油田玉家湾区原油可能主要来自研究区西南部的烃源岩。所以子北油田玉家湾区油藏的形成要靠西南部油源经较长距离的侧向运移，但由于延长组的长4+5、长6储层主要为特低孔、特低渗储层，并且各油层亚组为整合接触，无不整合面存在，陕北斜坡带坡降仅为8-10米/千米，地层倾角不足1°，造成油气运移的通道和动力条件均较差。

3.4 固井质量差，串槽严重

固井是油、水井建井过程中的重要环节，固井质量的好坏将直接影响到井的使用寿命，将影响到整个注、采期间能否顺利进行生产。对于采油井，如果固井质量不好导致生产层间以及生产层与非生产层间窜通，如果是水窜，那么采液中的含水量升高，将造成能源的浪费；如果是油窜，按规划不该采的层系被动用，将影响整个采油规划的实施。对于注水井，如果固井质量不好导致注入水乱窜，影响注入效果，还将破坏一个区域的地应力平衡，引起大面积的套管损坏，造成巨大的浪费。

3.5 层间矛盾突出导致油井高含水

由于产能建设的需要，子北油田玉家湾区在新井投产时就同时压开两段甚至三段含油显示较好的油层，以期求得较高的初产，延缓油井递减。但是在见到一定效果的同时，也有部分油井出现高含水层位压力偏高, 抑制了其他低压层出油, 增加了层间矛盾, 致使油井含水居高不下。以2011年3月12日压裂的1048-1井为例，同时压开892-894米段和859-861米段，投产后含水率高达88%。而2011年3月9日压裂同一井组的1048-2井，只压开852-854米段，投产后含水率仅为81%。

4 高含水井的治理措施

针对子北油田玉家湾区的各类高含水井，分别给出以下相应的治理措施。

4.1 非注水区高含水井治理措施

4.1.1 非注水区高含水旧井

高产液高含水井：

此类油井需要进行检测漏点，在相应位置下入封隔器堵水。工程测井技术中的多种方法包括机械井径系列、声波测井系列、方位测井系列、电磁测井系列、可见光测井系列均可有效地检测套管技术状况。目前在子北采油厂应用效果较好的是电磁探伤测井仪，该仪器可检测仪器外两层钢管的损坏情况，即在油管内检测油管和油层套管的损坏情况，在油层套管内检测油层套管和表层套管的损坏情况。在油管中测量套管的壁厚变化及损坏，节省了检查套管情况时起、下油管的作业费用，这一特点使得对油、水井井身结构损坏进行普查“体检”成为可能。检测管子的损坏情况包括：裂缝（纵缝、横缝）、腐蚀、射孔、内外管的厚度等。

低产液高含水井：

对于工程原因造成的低产液高含水井，如果动液面高，泵况较差，则进行检泵换泵之后油井产量会大幅度增加；如果动液面高，泵况良好但是井口不出液，则需要对油管管体和螺纹进行检查，找到漏点进行修复或更换。

对于储层物性好但污染严重造成的低产液高含水井，为解除油井近井地带污染，使近井地带的渗透性得以恢复和改善，应用化学法处理储层技术就是目前解决这类问题较为广泛的增产措施之一。化学法处理储层主要指用各种化学剂和地层组分及外来物质发生化学物理反应，产生溶蚀或消除作用，达到恢复和改善近井地带渗透性之目的，其中子北采油厂应用最为广泛的是综合解堵技术。此外，压裂也可以有效解除近井地带油层污染。

对于储层物性差造成的低产液高含水井，原压裂层段改造价值不大，可以选择备用油层段压裂。子北采油厂多数油井都有长4＋52、长61、长62、长63等多个油层亚组含油，其中长61、长62一般也有多段砂层含油，可以选择的空间较大。通过二次压裂可以有效地改善近井地带渗流环境，增加油井产能。

4.1.2 非注水区高含水新井

为了解决新井水大的问题，子北采油厂在压裂工艺上开展了很多有益的尝试，其中比较有效的有堵水压裂和孚盛砂压裂。

堵水压裂：

堵水压裂主要针对砂体厚度大于20m，边水、底水较为发育但隔层不发育的块状长2油层，以及油层厚度小于6m，边水、底水较为发育但无隔层或者隔层为厚度小于1m的脆性岩层的长6油层。工艺原理是在压裂过程中，将携砂液与堵水驱油剂交替注入，通过压力与排量、砂比等控制将堵水驱油剂置入射孔段，而达到堵水驱油的效果。工艺流程是“破压→打入适量堵剂→顶替→停泵30min→正常加砂→压后关井72小时→投产”。

2007年子北采油厂共堵水压裂作业28口，增油3263.87吨，每吨原油价格按3000元计算，共计979.16万元，堵水压裂成本168万元，利润811.16万元，投入产出比1：5.83。主要是针对新井中底水发育，正常压裂难以控制底水的油井，通过尝试堵水压裂，取得了很好的效果，日产液量较高在（4-15m3之间），含水不高（在50%-75%之间）。这种压裂工艺的突破，对今后新区边缘井的开发具有很大的指导作用。

孚盛砂压裂：

孚盛砂具有透油阻水的特点，即“增大水的界面张力，降低油的界面张力”，其表现为在常压下可以透油不透水，在加压的情况下，油的渗透率为水的渗透率的三倍。

2010年子北采油厂开展了孚盛砂压裂试验，选取4组计8口新井用孚盛砂和石英砂对比，其中子北油田玉家湾区3217井组稳油控水效果明显。对3217-1用孚盛砂压裂，另外对3217-4采用石英砂压裂进行效果对比。

采用孚盛砂压裂井产液、含水与普通石英砂压裂对比显示，3217-1含水率明显比3217-4井低10%左右，孚盛砂产液较好，日平均含水比比较稳定，3217-4井含水有上升趋势。总体来看，孚盛砂压裂在解决如何有效开发底水发育的油藏中起到了一定作用，稳油控水的效果比较明显，产油量有了较明显的提高。

4.2 注水区高含水井治理措施

4.2.1 注采系统不完善的高含水井治理措施

注水井网调整：

路家寺注水区的注采系统调整迫在眉睫，为使所有油井得到控制，建议建议适当增加注水井的数量，以完善注采系统.根据前述注采井之间的关系、沉积微相的展布等，为了提高波及体积及面积，建议进行井网完善。

注水层位调整：

如果注水井的注水层位与油井的开采层位保持一致，则油井见效更快，产量增高，稳产时间亦长，而如果注水层位与油井开采层位不一致，则有可能使得油井在无其他增产措施下无法提高采收率，建议的注水井：2030 、3040由原长61变注长62；2071由原长63变注长61等。

转注及恢复停注井：

对于注采系统不平衡的区块、有采无注的区块等，进行采油井转成注水井。建议把产量不好以及无产量的以下几口油井转注：2137、3130、2016、2051、2129、3043、3081井等。积极引进新工艺恢复停注井，在套破水井上实施下小套管工艺恢复注水。结合反九点井网逐步实施油井转注，提高全油田注采对应率，提高水驱油效率，最终提高采收率。虽然成本比较高，但是这是必由之路。

开采层位调整：

对于还未开采的有效层位，如：长4+5、长63、长64油层组，建议进行选择性开采。长62及长61中仍有未动用的油层，是下一步的挖潜层。根据注采井之间的对应关系，进行补孔，提高动用程度及波及体积。

4.2.2 对应的注水井地层条件差的高含水井治理措施

对因污染堵塞的注水井实施解堵，在非均质较严重的区域实施水井调剖、油井堵水，改善注采剖面，控制高渗大孔道，使含油比较富集的低渗层充分发挥采油潜力，提高油层利用率，降低区域综合含水。

针对含水率较高的油井，对应附近的注水井而采取相关措施，大力发展堵水调剖技术，是我国原油稳产高产的一项行之有效的技术措施，应用最广的是大分子聚合物类堵水调剖剂。本研究区2044、2238、3001、理230、2082、2085等油井含水率较高，对应的注水井为：2048、2080、理252、3017、3005、2059等，建议的堵水调剖的注水井有2048、理252、3017、3005。

5 结论及认识

1）油层孔喉细小、比表面积大、渗透率低、油源不足是油田高含水的主要原因；

2）对于非注水区油井高含水可以采取以下治理措施：开采层位调整，措施调整，确定合理的初期产能，制定合理的采油速度，制定合理的生产压差，优化压裂工艺；

3）对于注水区油井高含水可以采取以下治理措施：注水井网调整，堵水调剖，注水层位调整，制定合理的注水强度和注采比，选择合理的注水时机。

[1]薛国强，刘金宝，等.子北采油厂志.吉林电子出版社，长春：2010：56-82.

[2]赵靖舟，时保红，等.鄂尔多斯盆地高含水油藏李家岔长6油藏成藏机理.兰州大学学报（自然科学版），2008，8：14-16.