吴起油田A井区高含水原因分析

安 晓，李帮军

（1.西安石油大学，陕西西安 710065；2.延长石油股份有限公司吴起采油厂，陕西延安 717600）

吴起油田A井区高含水原因分析

安 晓1，李帮军2

（1.西安石油大学，陕西西安 710065；2.延长石油股份有限公司吴起采油厂，陕西延安 717600）

高含水期油田存在的主要问题为：注水井注入水沿储层渗流阻力小的优势流场区域无效循环，采油井含水率高，储层剩余油零散分布，油田开发初期的配产配注参数对于高含水期已经不再适用。因此，本文以吴起油田A井区为例，通过井组及单井分析，结合综合开发曲线，分析研究区油井高含水原因。研究区高含水的原因既有地质因素又有工程因素，地质原因包括构造、裂缝、储层非均质性3个方面；工程原因包括超破压注水、井网适应性以及人工压裂时机性选择3个方面。故明确储层地质特征以及合理的施工方式是低孔低渗油藏开发的先决条件。

高含水；构造；裂缝；超破压注水；人工压裂

吴起油田A井区位于伊陕斜坡中南部，晚三叠世沉积环境总体属于延长组沉积坳陷的中心部位，主力开采层为A4，属三角洲前缘亚相沉积，水下分流河道比较发育，局部发育分流间湾沉积。储层岩性以浅灰、灰色中－细粒长石岩屑砂岩为主。砂岩的主要矿物成分为长石。油藏的原始地层压力为13.32 MPa，油层平均地面原油密度为0.88 g/cm3，含油饱和度为23%，地层压力系数0.45，平均孔隙度为11%，属于低压低孔特低渗油藏。孔隙组合类型为粒间孔-溶孔组合，粒间孔是本研究区延长组储层的主要孔隙类型，这种孔隙一般孔径较大，分布范围在0.05 mm～0.1 mm，属于典型的大孔隙储层。

A井区于2008年投入注水开发，油井数和水井数明显增加，共投入油井267口，水井34口，平均单井日产液2.8 m3，平均单井日产油1.9 m3，含水率为31%，平均单井日注水量7.2 m3。截止目前，整体油井含水率较低，但已有17.6%的井进入高含水阶段，应对高含水井进行分析，找出高含水原因，并在后期开发中提出相应措施进行调整。A井区于2004年开始滚动开发，主要开发层位有A4、A5、A6。2005年有6口油井投产，平均单井日产液量为3.9 m3，平均单井日产油为1.3 m3。2006年有79口油井投产，随着开发年限的增加，投产的油井数量不断增加。2007年共投产油井201口，平均单井日产液4.7 m3，平均单井日产油3.4 m3，含水率为29%。根据区域大地构造应力场分析，A井区储层裂缝方向为北东-南西向。根据油沟油田压裂油井的裂缝监测资料分析，A井区储层的人工压裂裂缝方向为NE-WS35°～45°，为垂直裂缝。研究区A-12井的压裂成果（见图1，图2，表1）。

表1 A-12井人工裂缝数据表

综合以上分析，考虑到最大主应力方向、人工裂缝方向，并且鉴于本次研究主要是在已有井网的基础上进行转注部署，注水井井排方向整体应调整为北东-南西向，并且尽量确定在NE-WS35°～45°。考虑到研究区目前采用菱形反九点面积注水方式，对于裂缝方为平行于注水井排及与注水井排呈43度角的情况下，让菱形的长对角线与裂缝方向一致，拉长裂缝线上的注采井距，缩短裂缝线两侧的注采排，再考虑到面积井网系统的波及系数比线性井网系统更高，所以这种井网有利于建立有效的压力驱替系统，从而延缓裂缝线上采油井的见水周期，加快裂缝线两侧采油井的见效速度，达到改善整个油藏水驱效果的目的。

图1 A-12井裂缝监测方位图

图2 A-12井裂缝长度高度图

1 井组分析

1.1 A-126井组

该井组目前有6口生产井，分别为A-2井、A-3井、A-4井、A-5井、A-6井、A-7井，其开井时间为2005年5月-2006年7月；A-12井起初为采油井，在2008年11月转注，属于滞后注水，日配注量为35 m3。6口生产油井的投产层位均为A4、注水井与受益油井注采统一（见图3～图5）。

图3 A-126井组生产曲线

图4 A-126井组油水井数

图5 A-126井组注入量与注采比

在通过对A-126井组的裂缝检测以及生产曲线发现，研究区的天然裂缝并不发育，但是油藏的水进方向和出水特征都显示出较强的裂缝特征。因此可以初步判断研究区虽然天然裂缝不发育，但在后期开发过程中超破压注水和人工压裂形成的高压注水缝及压裂缝分布比较广泛，成为研究区部分油井高含水的主要原因之一。在超前注水过程中部分井采用超破压注水方案，短时间内能明显提升注采井生产压差，在一定程度上能够提高单井产量。但是，随注水开发的不断进行，超破压注水形成的高压注水缝成为造成油田高含水的主要原因[1]。

从该井组综合开采曲线可明显看出，自2008年11月A-12井转注后，井组注水见效，产液量和产油量均有小幅上升，含水稳步上升，这主要是由于A-6井含水突然上升，在2011年12月A-6井生产明水关停后，井组综合含水出现断崖式下降。

综上所述，该井组整体生产情况良好，只有A-6井在注水后即2008年11月含水突然上升，直至2011年12月出明水。下面就着重对该井进行单井分析。

1.2 A-18井组

该井组目前有6口生产井，分别为A-176井、A-16井、A-15井、A-14井、A-177井、A-180井，其开井时间为2005年5月-2006年7月；A-16井起初为采油井，该井2006年9月水压投产A4、A5，孔段2 033 m～2 035 m/2 m，2 043 m～2 046 m/3 m，加砂 30 m3，初产7.5 m3/d，含水50%，方案调整前产液 1.3 m3/d，含水90%（套管漏），后调整为注水井，并于2008年7月转注，属于滞后注水，日配注量为35 m3。6口生产油井的投产层位均为长4++5-1、注水井与受益油井注采统一（见图6～图8）。

图6 A-18井组生产曲线

图7 A-18井组油水井数

在通过对A-18井组的裂缝检测以及生产曲线发现，研究区的天然裂缝并不发育，但是油藏的水进方向和出水特征都显示出较强的裂缝特征。因此可以初步判断研究区虽然天然裂缝不发育，但在后期开发过程中超破压注水和人工压裂形成的高压注水缝及压裂缝分布比较广泛，成为研究区部分油井高含水的主要原因之一。

图8 A-18井组注水量与注采比

从该井组综合生产曲线可明显看出，自2008年11月研究区实施大规模注水后，井组注水见效，产液量和产油量均有小幅上升，含水稳步上升，这主要是由于A-16井含水突然上升，在2010年12月A-16井生产明水关停后，井组综合含水出现小幅度下降。

综上所述，该井组整体生产情况良好，只有A-176井和A-177井在注水后即2008年11月含水突然上升，直至2011年12月出明水。下面就着重对该井进行单井分析。

2 单井分析

2.1 A-6井

A-126井组中的A-6井于2006年7月投产A4，初产7.50 m3/d，含水4%。2008年11月，产液3.5 m3/d，含水突然上升至48%，2011年12月产液7.3 m3/d，出明水，2012年10月明水停抽，停时产液6.5×100%，测氯根17 239 mg/L。2013年进行了堵水作业，但未见效果。其生产曲线（见图9）。

图9 A-6井生产曲线

从A-6井开采曲线可知：该井在2008年11月（即A-12井转注）后含水阶梯式上升，月产液量稳步上升，月产油量逐渐下降。该井注水见效快，但见水后含水上升也快。

图10 A-16井生产曲线

分析该井含水上升的原因：

（1）该井的射孔段在储层上下均无含水层，且从生产动态上分析，储层出水的可能性不大。

（2）该井周围有A-12井和A-13井两口注水井，注采对应关系较好，且该区域的裂缝方向为NE～SW43°，注入水很有可能沿裂缝方向突进，造成A-6井水淹。

2.2 A-16井

A-18井组中的A-16井于2006年6月投产A4，初产10.50 m3/d，含水3%。2008年11月，产液3.5 m3/d，含水突然上升至95%，2011年12月产液3.85 m3/d，出明水，于2010年12月停抽，后于2011年12月复抽，截至目前含水率为100%，测氯根18 139 mg/L。其生产曲线（见图10）。

分析该井含水上升的原因：

（1）该井的射孔段在储层上下均无含水层，且从生产动态上分析，储层出水的可能性不大。

（2）该井周围有注水井A-18，注采对应关系较好，且该区域的裂缝方向为NE～SW43°，注入水很有可能沿裂缝方向突进，造成A-16井方向性水淹。

A井区油藏大部分油井含水处于中低含水期，通过对目前油井含水状况进行分类研究发现目前整体油井含水率较低，但已有17.6%的井进入高含水阶段，这些高含水井在开发初期往往产量较高，随着开发的进行含水率急剧上升，反映了开发初期裂缝不发育或裂缝张开度小，使得注入水在基质孔隙和裂缝中的渗流速度慢，故油井在开发初期处于低含水阶段。由于基质渗透率相对较低，注入水在井底扩散缓慢，所以注水压力会急剧上升，当急剧上升的注水压力超过地层破裂压力时，使地层发生破裂或储层中裂缝张开度小的裂缝的张开度变大，使得注入水在裂缝中的渗流速度明显加快，注入水沿裂缝方向突进到油井，致使油井见水后含水率急剧上升[2]。

3 结论与认识

A井区油井高含水的原因是多方面的，既有地质上的原因又有工程上的原因。地质原因为该地区裂缝不发育且孔隙半径较大，注入水易沿高渗孔道渗流；工程上的原因主要包括超前注水实施效果、井网适应性，注水产生的裂缝是研究区高含水的主要原因，主要为超破压注水形成的高压注水缝和人工压裂产生的压裂缝，当二者沟通时，便造成注入水沿裂缝水窜，油井高含水。

［1］屈乐，孙卫，谢佃和，汤爱云，刘哲.牛圈湖油田开发初期高含水原因探析［J］.西北大学学报：自然科学版，2011，41（6）：1037-1043.

［2］张英志，郑希科，李众焕，等.油井高含水原因分析及测井检测方法［J］.测井技术，2006，30（1）：97-99.

Analysis of reasons for high water in A area of Wuqi oilfield

AN Xiao1，LI Bangjun2
（1.Xi'an Shiyou University，Xi'an Shanxi 710065，China；2.Production Plant Wuqi of Yanchang Petroleum Ltd.，Yan'an Shanxi 717600，China）

The main problems existing in high water cut period are the injection of dominant flow of regional water along reservoir with low resistance invalid circulation,water cut wells rate is high,the reservoir remaining oil scattered distribution,with production and injection parameters at the initial stage of oilfield development is not suitable for high water cut period.Therefore,based on the A well area of Wuqi oilfield as an example,through the analysis of single well and well group,combined with the comprehensive exploit curve,analysis of the reason of high water cut.The reasons for high water cut in the study area include both geological and engineering factors.Geological factors include three aspects,including structure,fracture and reservoir heterogeneity.Engineering factors include 3 aspects,too,over break pressure water injection,well pattern adaptability and artificial fracturing timing.Therefore,it is a prerequisite for the development of low porosity and low permeability reservoirs to make clear the geological characteristics of reservoir and reasonable construction mode.

high water cut；structure；fracture；super broken water injection；artificial fracturing

TE357.62

A

1673-5285（2017）12-0008-06

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.12.003

2017－11-15