马北一号边底水油藏水锥影响因素分析

张建东，徐晓玲，陈章群

（1.中国石油青海油田公司勘探开发研究院，甘肃敦煌 736202；2.中国石油测井公司青海事业部）

1 油藏概况及开发特征

马北一号油藏位于柴达木盆地北缘断块带马海－南八仙背斜上的一个三级构造，整体为一以断层控制的半背斜断鼻构造，储层岩性主要为粗砂岩、砾状砂岩、细砂岩。储层物性较好，全油藏平均孔隙度25%，渗透率273.5×10－3μm2，属于中孔中渗储层。平均原油密度0.7998 g／cm3，平均粘度2.79 mPa·s，地面原油密度小，属轻质油；水型主要以CaCl2为主。油藏是受断层控制的构造油气藏，油藏埋深880～920 m。总体上油层厚度特点为北厚南薄，平均有效厚度约6.4 m，底水厚度10 m左右，属于典型底水油藏。截止到2012年，该油藏共有油井22口，开井12口，日产油21 t，日产水19.57 m3，综合含水49.68%，累计产油13.48×104t；注水井11口，日注水平141 m3，累计注水量38.56×104m3；采油速度0.88%，可采储量采出程度16.34%，油田自然递减12.12%，综合递减9.93%。马北一号油藏生产过程中出现地层能量下降、含水快速上升、产量迅速递减等问题。

该油藏经历了三个开发阶段。第一个阶段主要为试采期，主要采用天然能量开发，产量高、含水低。第二个阶段主要为试采方案实施阶段，此阶段开始大规模上产，油田开始试注水，开发特点是初期产量高、单井产量递减加快、含水快速上升、油井弹性产率低、地层能量较弱，表明上产阶段在加大采油速度和生产压差的同时也加快了底水锥进速度，造成油田含水大幅度上升。第三个阶段是完善注采井网阶段，总体生产特征体现为：产量先持续下降、含水持续上升，后期产量递减的趋势得以稳定，含水出现较大幅度的降低。开发中因采取高含水井关井消锥、控压差生产、水平井分段堵水、层内调驱等一系列措施，产量趋于稳定、含水下降，阶段稳油控水工作取得一定效果［1－2］。归结起来，该油藏存在的主要矛盾还是底水锥进，导致含水快速上升，从而影响产量。

2 水锥影响因素分析

2.1 开采方式对底水锥进速度影响

为了更清楚认识油藏的开发方式，将油藏位于构造高部位的井定义为二线井，油藏低部位的井定义为一线井。结合近几年的开发特点对采速进行对比，发现二线井采液速度远远大于一线井，尤其是2007－2008年期间二线井采液速度是一线井的5～6倍，含水与采速明显成正相关性（图1）。油藏内部采速过快，地层压力开始下降，在水区和油区之间形成一定的压力降，底水开始内侵。高部位过早见水说明这种开发方式不适合底水油藏的开发模式。因此在底水油藏开发过程中，如何安排各排井的采液强度对底水锥进的快慢和开发效果都会产生不同的影响。

图1 马北油田采液速度对比曲线

2.2 沉积韵律对底水锥进的影响［3－4］

通常来讲，反韵律含水上升慢，有较长的无水采油期，主要开发期为中低含水期，开发效果相对较好；正韵律正好相反，含水上升快，无明显的无水采油期，采出程度较低，主要开发期为中高含水期。马北油藏储层主要以正韵律为主，少数层为反韵律。纵向渗滤阻力相差更大，更容易造成边底水沿底部窜进的现象，在油藏内部形成一个次生水体。以马北油藏为例，借助几口典型井产吸剖面资料也能验证上述观点。马4－2井吸水剖面反映出反韵律底部61－2小层相对吸水量大于顶部61－1小层，南部马8－2井产液剖面反映61－1小层底部正韵律油层产液高于顶部，马7－5井则反映61－2小层顶部反韵律层产液又比65小层高；储层产吸状况总体体现正韵律底部、反韵律顶部。这种现象从某种角度来讲是造成底水锥进的地质因素之一。

2.3 射孔层段的位置及射开程度对底水锥进的影响［5－6］

射孔打开程度是指在射孔完井条件下，射孔井段的含油层厚度与含油层总厚度之比。打开程度是底水油藏开采中的一个重要参数，打开程度高，可以提高油井的产能，但油井见水也快；打开程度低，见水慢，但油井产能低。

为了认识射孔对底水锥进的影响有多大，以马北油田实例来说明。首先统计了试采阶段7口井25个井层的射孔数据（表1），小层厚度总计217.2 m，射孔厚度150.2 m，打开完善程度达69.2%。以4口典型井为例。马6－9、马6－8井都位于构造高部位同一个层且同时期投产，其中马6－9井有效厚度6.6 m，射孔位置在油层上方2.5 m处，射开程度38%，无水采油期有近5个月；马6－8井射开程度100%，基本没有无水采油期。同样马3－1、马2－2井都位于构造北区，试采同一个层且同期投产的情况下，马3－1井射开厚度6 m，射开程度90%，无水采油期2个月；马2－2井射开程度38%，无水采油期8个月。打开程度高是导致马北油藏试采阶段及随后投入开发底水快速锥进的主要因素之一。

由上所述，我们能得出以下结论：射开油层的合理厚度为油层厚度的1／3～1／2，随着射开程度的增加，在相同采出程度下生产，含水上升很快；当射开厚度增加至油层厚度的3／4时，油层在投产后很快见水，没有无水采油期。位于过渡带油层的井，宜射开油层厚度的1／3；内含油边界的井，宜射开油层厚度的1／2；构造高部位的井，上下油层间有夹层分布，对底水有一定的抑制作用，可射开3／4的油层。

表1 马北油田射孔统计分析数据

2.4 隔夹层的发育及其位置对底水锥进的影响

若油层段存在隔夹层，应尽量避免射开隔夹层以下部分油藏厚度段。尽管隔夹层遮挡的这部分油难以采出，却可以尽量延缓底水锥进速度。马北油田隔层主要分布于南区，在主力层61号层和62号层之间发育，61号层内也有夹层分布，且同样分布于南区，厚度大约2 m左右，北区均无分布。结合目前的开发特点来看，北区因底水锥进而导致高含水关井的有9口，南区则仅有2口井。折算到油藏中深地层压力上来分析，北区平均地层压力为6.8 MPa，而南区平均地层压力在7.9 MPa。说明隔夹层对南区底水锥进有明显的抑制作用，且压力保持水平也较高。

3 结论与建议

（1）应对青海油田马北一号边底油藏开展油水井精细管理，对一线井和二线井的采液强度实施单井单控的工作方法，提高一线井的采液强度，适当控制内部井采液强度。

（2）针对二线油区注水井可尝试提高纯油区地层压力，既可以抑制次生底水的形成，又可以保持地层压力；可调整注水井射孔层位，使其射孔段位于純油段上部；对于一线井可采用注水井层内调剖工艺。

（3）借鉴目前马北开发经验，可在今后的产能调整上，针对底水油藏，要严格控制射孔层位以及射开程度，尽量控制射开位置在油层顶部1／3～1／2处，射开程度控制尽可能要小。

（4）由于隔夹层在底水油藏中具有消锥的作用，工艺上可以在距油水界面以上一定距离注入化学剂的方法形成人工隔板，延缓底水的锥进。

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