鄂尔多斯盆地顾屯油区高含水原因剖析及治理技术

张 鹏， 畅 斌， 王小锋， 高 涛

(陕西延长石油(集团)有限责任公司 研究院,西安 710075)

致密砂岩储集层在我国分布范围广、发育丰富，在油气田探勘开发中占据举足轻重的地位，加强储集层致密砂岩油藏的研究至关重要.鄂尔多斯盆地是我国的第二大盆地，油气资源丰富，尤其是三叠纪延长组致密砂岩大面积分布，以岩性油藏为主，但是油田高含水制约着勘探开发的进程，严重影响着油田的高产稳产.针对高含水问题，国内外学者已做了一些分析研究及探讨，师晓伟[1]、耿师江[2]、隆锋[3]、颜素娟[4]、毕凯[5]提出了钻井完善井网、深部调驱、高压增注、分注、周期注水、机械堵水、化学调堵、油井挤灰堵水等技术，实现了稳油控水的效果；昝辉[6]通过对水平井调堵施工参数进行了优化，为综合治理提供了依据；刘金宝[7]提出了高含水原因以及治理对策；束青林[8]等应用热力采油、化学驱对高含水稠油油藏综合治理；李榕[9]从油井产量、经济效益相结合确定高含水油井的关停经济界限.通过上述的文献调研，本文基于前人研究的基础之上，对陕北区域顾屯油区长6油藏含水上升原因剖析以及综合治理策略进行阐述，以其达到对同类型高含水油藏有借鉴作用.

1 区域概况

顾屯区块位于甘谷驿乡境内，2008年进入勘探阶段，2013年进入开发阶段，区域面积为16.03 km2，动用面积为7.83 km2，动用储量293.62万t，油井总井数209口，油井开井数187口，水井总井数87口，水井开井数72口(表1).采用185 m×120 m的矩形反九点井网，井排距220 m×100 m.

表1 研究区历年油水井投产情况井数统计

研究区平均单井月产油8.6 t，月产水23.9 m3；2014年1月研究区块开始注水，平均单井月注水为73.4 m3；目前含水为73.5%，处于高含水阶段，初期含水50%，注水之后含水平均提高了23.5%(图1).

图1 研究区油、水井生产动态统计

累计产液138 302 m3，累计产油49 977 t，累计注水156 641 m3，累计注采比1.13(图2).2014年1月，月产液87.8 m3，累计产液1 160 m3，月注水1 213 m3，月注采比13.8.2014年1月至3月，油井总井数15口，其中开井数12口，水井总井数14口，其中:开井数13口，平均月注采比15.6.通过对油井射孔层位进行了统计(表2)，主力层位为长61，所占比例为85.3%，其次为长62.

表2 研究区油井射孔层位统计

目前研究区关停井共22口，分别为2016年1月关井1口和2017年2月关井21口.其中:含水100%的油井5口、特高含水油井9口、高含水油井8口.从投产到关井，持续时间平均为2.5年，油井生产时间很短，到底是什么原因所致，体现出了开发问题的严重性，所以开展此次工作,对高含水原因进行详实的分析,以及寻求解决的对策.

2 高含水原因分析

2.1 区块高含水分析

2.1.1相渗曲线分析

通过对研究区T06、T10两口取芯井长61的2块样品进行了相对渗透率测试，得到四条相渗曲线(图3).整体上而言，束缚水时含水饱和度接近46%，残余油时含水饱和度接近70%，油水两相等渗点含水饱和度平均为62%，属于弱亲水油藏，油水两相区含水饱和度宽度平均为22%左右，开发难度较大，应加强无水期方面的研究.接下来对研究区实验相渗曲线进行标准化处理.

(a) T06井7号样品相渗曲线

(b) T10井6号样品相渗曲线

图4 研究区相对渗透率标准化处理曲线

含水率与油、水相对渗透率以及粘度的相互关系，具体含水率公式如式(1)所示：

(1)

对研究区相对渗透率曲线标准化处理[10]分析可得，束缚水饱和度为43.5%，油水两相等渗点含水饱和度为61.5%，残余油饱和度为24.1%，最终水相相对渗透率为0.203(图4).束缚水饱和度高，原始含油饱和度低，两相共渗区流动范围窄，为典型特低渗透油藏特征.

2.1.2 水驱特征曲线分析

甲型水驱曲线[11]，如式(2)所示：

lg(WP+C)=a1+b1NP

(2)

式中：WP为累积产水量；NP为累积产油量；a1为与岩石、流体性质有关的常数，无量纲；b1为与地质条件、井网布置、油田管理措施有关或与水驱动用储量有关的常数，无量纲；C为常数.

甲型水驱曲线的累积产油量NP和含水率fw的关系如下：

(3)

式中：c1=a1+lg(2.303b1)

当含水率fw=98%时，由式(3)得到预测可采储量NR的关系式如下：

(4)

由式(3)除以式(4)可得含水率fw与采出程度RD的关系式：

(5)

实际含水率fw从45%上升到73.9%，采出程度达到了3.24%，介于童宪章[12]院士理论图版采出程度15%～20%之间(图5).

由图6可知，a1=1.662、b1=0.049 9，由式c1=a1+lg(2.303b1)，可得c1=0.722 4.当含水率fw=98%时，可得NP=29.39万t；RD=NP/N=10.01%.和童院士理论图版采出程度相吻合，预测的采收率都大于10%，可采储量潜力较大，应加强研究区高含水方面的研究及治理.

图5 含水率与采出程度之间关系图

图6 累积产水量半对数与累积产油量之间关系图

2.2 单井动态分析

首先对研究区5口含水已达到100%的井进行分析，5口井中最早投产的为201-2井，投产日期为2014年6月，其他井都是2015年5月及以后投产，2016年12月含水都达到了100%，进行了关井处理，平均生产周期为19个月(图7).

图7 含水率100%的井生产动态曲线

对研究区块中所选的100口井含水率上升原因进行了分析统计，得知含水上升的原因主要为4类，分别为油水混储、油层水淹、裂缝开启、正常基质(表3).

表3 研究区高含水类型

2.2.1 油水混储，初期含水高，油水分异较差

研究区此类储集层主要为岩性油藏，油水界面不明显，缺少边、底水，初期含水高，油水分异较差，为典型的油水混储类型.投产后含水基本达到了70%以上，曲线形态呈现较水平型、小幅S型等，如何控制含水快速上升是目前研究的重点和难点(图8).

图8 研究区代表性采油井含水率曲线

2.2.2 裂缝开启，导致注入水窜进

裂缝是在应力条件下储集层岩石产生机械性破坏，产生的断裂构造无明显位移.裂缝所具有的特征为发育不均匀性、普遍性、形态多样性等.投产初期含水率平均为35%左右，平均持续时间17个月后，含水突然上升了50%，是由于储集层裂缝的开启，注入水窜进，导致含水快速上升(图9).

图9 研究区代表性采油井含水率曲线

2.2.3 正常基质条件下，含水上升规律

基质也称杂基，是充填于储集层岩石颗粒之间的微粒物质，其主要成分为水云母、高岭石、绿泥石、蒙皂石、石英、长石等.研究区储集层正常基质条件下，含水曲线形态呈现水平型、波浪型、低幅度S型等，含水上升率很慢，这样类似的曲线特征，符合正常基质条件下含水上升规律性(图10).

图10 研究区代表性采油井含水率曲线

2.2.4 油层水淹

油层水淹指的是油田注水开发过程中油层内部水洗段分布情况，主要分为均匀水淹、底部水淹、中部水淹、多段水淹等四种类型.代表性油井刚开始含水35%左右，基本稳产10个月后，含水突然上升到88%左右，后期含水继续上升，属于油层水淹型(图11).

图11 研究区代表性采油井含水率曲线

3 高含水综合治理方法

高含水油藏综合治理方法主要为改善注水技术、三次采油技术等.

改善注水技术主要包含改变液流方向性、周期注水、疏通、堵塞等.改变液流方向性通过关井、转注等方法改变液流方向，进而达到了改变油藏开发效果的目的.周期注水.也称间歇注水、不稳定注水等，是改善高含水储层非均质性水驱开发的有效方法之一.疏通技术主要包括提高水井注入能力、油井采油能力的所有措施，例如洗井、酸化、压裂、补孔等.堵塞技术主要包括堵塞油、水井的水窜通道，例如采油井封隔器封堵高产水层、注水泥封堵，注水井调剖、深部调驱等.

三次采油技术目前国内外主要为气驱、化学驱、微生物驱、热力采油等，针对研究区同类型油藏主要有二氧化碳驱、空气泡沫驱、微生物驱等.

4 结论

针对研究区目前的高含水状况，以及通过区块、单井等对其进行了分析研究，提出了含水上升的原因类型及治理措施等建议.

(1)研究区储集层高含水原因主要为4种类型，分别是油水混储、油层水淹、裂缝开启、正常基质.

(2)高含水油藏综合治理方法主要为改善注水技术、三次采油技术等.