镇北油田X287区长8油藏见水规律浅析

吴 越，宋传娟

(1.长庆油田第十一采油厂，甘肃 庆阳 745000；2.长庆油田第二采油厂，甘肃 庆阳 745100)

镇北油田X287区长8油藏见水规律浅析

吴 越1，宋传娟2

(1.长庆油田第十一采油厂，甘肃 庆阳 745000；2.长庆油田第二采油厂，甘肃 庆阳 745100)

通过对镇北油田X287区长8油藏地质及开发现状分析，进一步认识受裂缝控制井的见水特征，对主向井控制含水，提高侧向见效程度；根据裂缝方向，对相应的水井进行调配、通过合理上提泵挂，控制产液，减少生产压差等措施，达到改变水驱方向，控制含水上升速度的目的，为油田的长期发展奠定坚实的基础。

镇北油田；见效见水；治理效果

1 地质概况

1.1 区域构造地质背景

镇北油田X287区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡的西南部，属西南沉积体系，三叠纪时受西南物源控制，形成了一套以碎屑岩为主的沉积物，经过长7期湖盆的扩张后，开始收缩，到长3期湖盆收缩较快，其沉积环境从大面积的水下沉积演变为水上沉积，直至深湖相消失，全部演变为浅湖相的沉积。侏罗纪时，由于盆地的整体抬升，该地区大面积缺失长2、长1地层。

1.2 地层划分

对比原则：在区域标志层的控制下，依据电性曲线组合特征，参考地层厚度及局部标志层划出油层组，进而根据沉积旋回、岩性变化划分出小层。

区域研究表明，延长组地层按沉积旋回、岩性组合，在该区分布范围广，厚度稳定，特征明显，区域标志层K1 (“张家滩”页岩)300～350 μs/m)、高自然伽玛(大于200 API)、低密度(2.1～2.3 g/cm3)的特点。根据局部标志层长8顶凝灰岩(低电阻、低自然电位、低密度、高时差、高自然伽玛)，结合地层厚度和次一级沉积旋回将长8油组进行细分，自下而上长8分为长82、长81，油层主要分布于长81小层。油藏埋深2 237 m。

1.3 储层特征

岩性特征：长81储层岩性为灰绿色、褐灰色中～细粒长石岩屑砂岩，颗粒呈次棱状，颗粒间呈线状接触，薄膜～孔隙型胶结为主，填隙物以铁方解石为主，平均含量3.8%，次为绿泥石和水云母。

物性特征：平均渗透率为1.802×10-3μm2，平均孔隙度为11.06%。

油藏埋深：平均油层中部深度2 237 m。

储层厚度：长8平均砂层厚度15.9 m，平均油层厚度10 m。

孔隙类型：长8储层平均孔径52.57 μm，属中孔低渗储层。

1.4 流体性质

原油性质：长8储层原油性质较好，地面原油具有低密度(0.854 8 g/cm3)、低粘度(7.03 mPa·s)和低凝固点(17.43℃)的特征。地层压力17.69 MPa，饱和压力8.25 MPa，体积系数1.23，气油比78.038 m3/t。

地层水：总矿化度51.2 g/L，pH值6.0，水型CaCl2。

2 开发及见水现状

2.1 开发现状

截止2016年2月，动用含油面积13.8 km2，动用地质储量669.66×104t。2016年2月油井开井100口，日产液水平170 t，日产油水平100 t，含水41.5%，平均动液面644 m，水井开井43口，日注水644 m3，平均单井日注15.0 m3，月注采比.01，地质储量采油速度1.67%，地质储量采出程度3.81%，地质储量采液速度2.02%，可采储量采油速度9.26%，可采储量采出程度21.19%。可采储量采液速度11.25%，剩余可采储量采油速度11.74%(见图1)。

图1 镇287采油曲线

2.2 见水现状

长8油藏主向见水23口，占主向比例25.9%，占总井数10.9%，目前已转注5口，间开5口，与见水前相比，日影响油量16.7 t。主向见水是影响三叠系油藏开发效果的主要原因。

表1 XX油田X287井区长8油藏历年主向见水井统计

3 见水方向识别

为了对暴性水淹井和含水上升较快的井实施有效的增产措施，达到遏制含水上升、稳产甚至提高原油产量的目的，就必须搞清注水井注入水的推进方向及油层在纵向上的连通情况，为油田实施增产措施提供依据。目前判断见水方向常用的方法是脉冲试井法、动态验证法、注示踪剂法以及裂缝方位测试综合法四种。

3.1 脉冲试井

脉冲试井是多井干扰的一种形式，它是在一口井中产生脉冲方式的流量变化，而在周围井中记录压力变化，基本单元应包括两口井，前者多为注水井，称为激动井，后者多为生产井，称为反应井。利用脉冲试井理论解释版图，对压力反应曲线进行解释，可以求得两井间的流动系数和储能系数。

截止目前，共在3口油井9口注水井上实施脉冲试井，应用效果较好。

通过对3口注水井进行激动，从脉冲对应关系看，X85-52井与X84-53井对应关系比较好，与X86-51、X86-53井对应关系不明显，在干扰信号上没有见到明显激动信号。主要有以下特征：1)X84-53关井120小时后在X85-52井压力出现明显波动，2)X84-53井激动时，注水量上提，在X85-52井上压力一次比一次有所上升，两个激动周期也比较明显；从以上分析可以得出结论：X85-52井的来水方向为北偏东方向的X84-53井，该井关井120小时后压力出现明显波动，说明这两口之间存在有比较明显的裂缝沟通；脉冲信号滞后时间为20～30 h。

X79-50井见水时周围对应2口注水井：X78-49、X80-49，X79-50井04年9月13日投产，X78-49井04年5月27日投注，X80-49井04年5月27日投注，投产投注时间基本上为同步注水，X79-50井05年12月10日见水，见水时X78-49井累注14 157 m3，X80-49井累注13 017 m3，X53井累计注水15 863 m3，X80-51井累计注水14 313 m3，05年5月结合测压(30.12 MPa)对X78-49、X80-49两口井进行脉冲激动，判断X79-50井见水方向。

从脉冲信号对应关系看,X79-50井与X80-49井之间对应关系较好，与X78-49井对应关系次之，说明X80-49井与X79-50井之间有裂缝沟通，而与X78-49井之间有连通性，X79-50井含水上升的主要来水方向为X80-49井。

3.2 适应性评价

(1)根据脉冲试井解释结果，判断见水方向主要呈现北-东、西-南向，天然裂缝的走向主要为北偏东，且北东向以角井见水为主(NE78°-80°)，见水方向与鄂儿多斯盆地区域天然裂缝走向基本一致。

(2)根据激动压力相应时间，可初步判断裂缝沟通能力。根据测试的结果看，X85-52与对应水井之间的压力响应时间短，存在明显裂缝段。

3.3 动态验证法

随着见水井的不断增加，需要采用一些简便且经济的方法，动态验证法就是一种通过对见水油井对应注水井调整注水，观察油井动态变化而判断见水方向。动态验证是，截止目前动态验证8口(X78-52、X87-50、X85-52、X162-29、X217-14等)。

X87-50井6月30日含水上升，邻近注水井X86-51井2007年7月3日-8月28日停注观察56 d，停注15 d后X87-50井含水下降，在此后的36天内含水由61%↓52%↓46%↓28%↓20%；8月28日恢复注水，11 d后含水开始上升，由18↑25%，43 d后含水上升到85%。

4 见水见效规律浅析

4.1 主向井见水规律

X218区投产以来含水始终控制在10%以内；X221区第9个月含水突破30%，第22个月含水突破60%；X53区见效后很快见水，反映了人工缝与天然裂缝沟通，投产第11个月含水已突破30%，投产第18个月含水突破50%。

通过分区开发历史数据分析可知，由于注采政策的不同，导致见效、见水以及递减规律方面存在着较大差异，但变化均遵循三个阶段：初期递减阶段，这一阶段油井见效具有明显的滞后期，这一时期产量递减的；见效稳产阶段，一是注水见效后产能上升幅度大，二是注水见效后单井产能增加幅度小，三是油井见效增产幅度不明显，但产能基本保持为拟定，四是油井见效后很快见水并快速水淹，产量快速下降；后期递减阶段。

表2 XX油田镇287井区长8油藏历年主向见水井统计

4.2 见水原因分析

(1)微裂缝发育是含水上升的主要因素。从含水分布图可知，见水井主要分布在主向，裂缝及微裂缝的发育，导致含水上升。

截止目前X53区主向见水14口，平均见水周期531 d，南部见水周期为328 d，北部见水周期为749 d，见水比例60.87%，日影响油量40.6 t。

(2)不同井网部署是造成含水上升的一个主要原因。X53区井网480×180 m，与X218区相比，井距偏小，排距偏大，是造成主向早期见水的重要要原因；X221区井距520×140 m，主向见水但侧向见效程度较高；X218区井网520×180 m，由于不断优化注水技术政策，未出现新增见水井。

(3)吸水剖面不均是异常见水原因之一。2016年共测试吸水剖面26口，其中吸水剖面不均、出现尖峰状吸水的井10口，部分井对应油井含水出现不同程度的上升。

(4)累计注水量与含水上升有一定的相关性。目前长8油藏注水井平均单井累计注水量1.15×104m3，最高累计注水量4.16×104m3，由于裂缝的存在，主向油井已进入见水期。累计注水量与含水分布图对应关系上看有一定的对应关系，但对应不明显。

5 结论及建议

5.1 结论

(1)做好动态监测和跟踪分析研究是制定见水治理技术的保证。

(2)脉冲试井方法可以有效的判断见水的主要方向，是相对有效的方式之一，技术工序相对简单，费用较低，经济效益较好是下步判断见水的主要方向。

(3)动态验证法判断见水方向使用有限，因生产因素中影响因素过多，判断的准确性偏差，还需要其他测试方式来完成对见水方向的判别。

(4)裂缝发育油藏可采用堵水调剖进行治理，建议后期实施油井或水井堵水试验。

(5)加强受裂缝控制的三类井分类治理，对Ⅰ类井实施转(油井转注)、堵(水井堵水)，对Ⅱ类井调(平面调差)、堵(堵油井)，对Ⅲ类井实施措施改造。

(6)加强注采调控，由于长8裂缝发育，合理调整注采比例，可以避免暴性水淹油井，减缓递减，提高最终采收率。

5.2 建议

继续抓好“注水”和“控水”两个环节，确保油田稳产：(1)见水方向识别。脉冲试井2口：X160-31、X156-31。(2)见水井堵裂缝，降低含水，恢复储量控制。油井堵水1口：X87-52。(3)继续开展“平面调差”，改善地层渗流状况。平面调差4口：X156-31、X158-29、X164-30、X89-44。(4)调整平面渗流状况，提高水驱效率。平面调整3口：X212-17、X212-19、X214-21。(5)剖面调整，提高水驱动用程度。剖面调整5口：X214-17、X214-19、X86-49、X155-32、X163-31。(6)根据压力分布细化分区注水技术政策。

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2016-09-28

吴越(1993-)，女，山西平顺人，助理工程师，主要从事油田开发工作。

P618.13

B

1004-1184(2017)01-0173-03