塔河12区奥陶系油藏初期产水主控因素及措施

刘坤岩，邬兴威，郑松青，韩 东，司朝年

(中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083)

0 引言

塔河油田12区奥陶系油藏位于阿克库勒凸起西北翼斜坡区，该区经历多期构造、岩溶作用，裂缝、不同规模的溶蚀孔洞形成了油气主要储集空间。该油藏埋深大、岩溶期次多、非均质性严重、原油重质高黏[1]。目前油田已经进入中高含水期，单井含水上升快、产量递减严重，高含水井比例高，开采井的出水原因尚不明确，出水规律难以把握。目前，国内外关于油藏产水研究多以油井生命周期为研究对象，研究时段跨度较大，对油藏开发初期产水原因研究较少，也很少涉及古河道、井型设计等因素。因此，以塔河12区奥陶系缝洞型稠油油藏为研究对象，深入研究单井投产初期(0～90 d)高含水主控因素及主要措施。

1 单井投产初期高含水主控因素

1.1 构造位置

研究区区域构造变形作用强烈，奥陶系断裂系统复杂，发育多条北东、北西向深大走滑断裂[2－5]。古地貌研究发现，塔河12区北东区域古构造高部位一间房组和部分鹰山组地层因构造抬升遭受地层剥蚀严重[6－7]，尤其在断裂及派生裂缝集中发育部位，地表水沿断裂面渗入后溶蚀面增大，后期垮塌而形成负向地形;耐蚀部位则形成岩溶残丘，残丘顶部发育一定规模断裂、裂缝，岩溶水沿断裂溶蚀在残丘内部形成具有一定规模及连通性的孔洞、溶孔。

在油气运移过程中，沿深大断裂向上运移的油气在中下奥陶统不整合面区域顺着连通性较好的次级断裂及缝合线横向运移。根据油气成藏理论，残丘部位缝洞系统优先捕获油气，其中水体被充分驱替，而负向地形部位的水体未被完全驱替而保存下来。

实钻可知，岩溶洼地部位单井平均初期含水率为81%，岩溶残丘部位初期单井平均含水率为4%。在残丘发育区域，局部残丘部位的投产井初期含水率较低;局部构造洼地等负向地形部位的投产井初期测试为出水井或高含水井，证实了构造位置对油井初期含水率具有重要影响。

1.2 古河道

通过古地貌恢复、敏感地震属性提取开展古河道刻画。研究结果表明:研究区奥陶系分布有多条复杂地表水系，发达的地表水系能够促进河床底部及侧岸岩溶，形成横向连通性较好的储集空间[8－9]。

在油气运移过程中，沿深大控源断裂向上运移的油气在不整合面区域与古河道中砂砾岩体相匹配，河道侧岸处于捕获油气的有利位置，油气充注程度较高;河道槽谷部位的砂砾岩体虽然具备储集空间，但位于捕获油气的不利位置，且该部位水体能量较高，油气充注程度较低[10－12]。同时，槽谷及侧岸低部位的储集体在完井后的酸化压裂过程中易沟通河道中的水体，一旦见水，水体会在短时间内占据原油的流动通道，油井含水率会迅速上升，甚至产生暴性水淹现象(图1)。

图1 古地表河发育区油气富集模式

实钻证明:位于河道侧岸上部的油藏单井产能较高，生产初期大多含水率较低，开发效果较好;位于河道侧岸下部或河床槽谷部位的油藏单井产量较低，初期含水率较高甚至达到100%，开发效果较差。

1.3 储集体特征

1.3.1 储集体发育程度较低

在岩溶覆盖区，断裂控制的裂缝型储集体后期溶蚀改造程度有限，储集空间相对较小，在油气充注过程中油体规模较小。同时由于油质黏稠，单井完钻后实施的酸化压裂措施易沟通油藏下部底水从而形成水流优势通道，井筒见水后含水会快速上升[13－14]。

典型裂缝型投产井开展统计分析表明(表1)，裂缝型储集体可采储量普遍较低，均位于经济可采储量门限值(2×104t)以下，投产井初期含水率为30% ～99%。

1.3.2 储集体距风化面垂向距离较远

在油气沿不整合面横向输导过程中，距T74风化面垂向距离较近的储集体优先捕获油气，垂向距离较远的缝洞储集体油气捕获程度较低，造成该部位水体驱替程度弱，缝洞残留水体发育，该类储集体在开发过程中通常被认为是高含水层或水层。

表1 受储集体类型影响的典型高含水井统计

实钻证明:钻遇距风化面位置较深(约大于100 m)储集体投产井初期含水率较高(75%～100%)，可采储量较低(小于500 t);钻遇距风化面位置较近(小于100 m)储集体单井初期含水率均较低(小于38%)。

1.3.3 井孔储集体位于洞穴低部位

洞穴型储集系统储集体上部空间较大，下部由于溶蚀程度较低及充填物等因素影响，储集空间相对有限[12]，在油气充注过程中，可能导致储集体低部位油气未有效充注，或者由于后期油水重力分异作用，洞穴高部位油气富集，低部位水体发育，水体赋存类型为洞穴底部残留水。

实钻证明:井孔储集体位置偏低的单井生产初期通常表现为较高含水率。TH12410井(投产初期含水率为60%)和TH12323井(投产初期含水率为100%)均属于此类型。

1.4 井型设计

张克银[14]认为塔河油田中下奥陶统顶面(T74)不整合面纵向上可划分为:风化残积层、渗流层和潜流层，其中渗流层位于不整合面之下2～80 m，发育垂直溶孔或针状溶孔的溶蚀孔洞层，孔洞发育具有纵横向上的非均质性。采用直井开发该类型储集体后，在钻井过程中，针状溶孔、溶蚀孔洞层储集体钻遇率较低，降低了油气采收率，同时直井酸化压裂易沟通周缘残留水体，单井生产初期表现为高含水;采用水平井或大斜度井开发模式后，则针状溶孔钻遇率大幅度提高，投产井初期含水明显降低。

实钻证明:风化壳型溶蚀孔洞储集体直井生产初期通常表现为较高含水率。TH12369井(投产初期含水率为90%)和TH12360井(投产初期含水率为79%)均属于此类型。

2 降水增油措施

2.1 残丘高点侧钻

TH12336井位于12区东部暴露岩溶发育区，该井T74顶深为5998 m，钻井揭开中—下奥陶统71 m，对 T74下14～71 m井段进行裸眼酸化压裂，试油结论定为供液充足水层。TH12336井在岩溶洼地部位，采取残丘高点侧钻的措施，实施后，初期含水率由100%降到0，初期日产油量由0.0 t/d增至15.2 t/d，计算可采储量为1.3×104t。

2.2 缝洞体高点侧钻

TH12410井位于12区西部F1主控断裂带上，该井T74顶深为6560 m，钻井揭开中—下奥陶统80 m，对 T74下16～89 m井段进行裸眼酸化压裂，试油结论定为“低产油层”，初期含水为60%，因井筒高含水而关井。TH12410井处于大型洞穴低部位，其井孔位置位于油水界面以下，采取对储集体高部位侧钻的措施，实施后，初期含水率由60%降到20%，初期日产油量由10.4 t/d增至25.3 t/d，计算可采储量为2.9×104t。

2.3 水平井

TH12369井位于塔河12区F3断裂带东部风化壳型溶蚀孔洞发育区，该井T74顶深为6019 m，钻井揭开中—下奥陶统126 m，对T74下40～80 m井段进行裸眼酸化压裂，开井含水率为90%而关井。针对欠发育的风化壳型溶蚀孔洞储集体，采用大斜度井或水平井开发措施，部署侧钻水平井TH12369CH，实施后，初期含水率由90.0%降到7.2%，初期日产油量由6 t/d增至66 t/d，计算可采储量为2.03×104t。

3 结论

(1)塔河油田12区油藏开发初期产水主控因素有储集体类型、构造位置、古河道、井型设计等。

(2)塔河油田12区产水特征具有明显的分区性，即负向地形发育区、裂缝发育区、古地表水系发育区。在开发井位部署中宜规避上述高风险区域。

(3)塔河12区奥陶系油藏采取残丘高点侧钻、缝洞体高点侧钻、部署水平井措施后，降水增油效果显著。

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