华庆油田白239区油井见水类型及治理对策

长庆油田采油十厂，甘肃 庆城

1.引言

华庆油田白239 区处于陕北鄂尔多斯沉积盆地斜坡南部，主力开发层延长组长63层，为浊流滑塌沉积相；延长组构造为一平缓的西倾单斜，在局部形成起伏较小轴向近东西或北东向的鼻状隆起，对油气聚集及其丰度有一定的控制作用[1]。长63储层岩石以极细粒、细粒岩屑长石砂岩为主，其次为少量的中–细砂岩、粉砂岩，砂岩碎屑以各类长石为主，其次为石英、岩屑和少量的重矿物，岩石成分成熟度较低；碎屑分选性中等–好，为次棱角状–次圆状；填隙物主要为各种自生胶结物，泥质杂基含量较少，结构成熟度较高；根据储层解释结果统计，长63储层平均孔隙度为9.7%，平均渗透率为0.43 × 10−3μm2，属于低渗–特低渗储层。

白239 区目前平均单井产能1.8 t/d，含水64.9%，含水率大于80%的油井占28.4%，其中定向井占总井数17.4%，水平井占总井数33.3%。水平井高含水井占比高，治理难度大，已经对区块的稳产造成了较为严重的影响，是区块稳产最紧迫的问题之一[1]。

2.白239 区开发现状

2019 年7 月，白239 区油井开井数147 口，日产液水平709 t，日产油水平249 t，单井日产油能力1.73 t，综合含水64.9%，区块累积产油45.3 万吨，地质储量采油速度0.31%，地质储量采出程度1.49%；注水井开井161 口，日注水平2198 m3，单井日注13.7 m3，月注采比2.6，累积注采比4.7，以上指标说明白239 区目前仍处于开发初期阶段，开发潜力仍然较大。

目前单井产能(现产)及累计产量均位于油藏中部与北部，开发区南部单井现产及累产相对较低，全区累产图和单井产能见图1、图2。这种现象的主要原因主要是沉积微相差异、储层物性以及微构造等[2]。

Figure 1.Contour distribution map of current single well production图1.目前单井产量等值线分布图

Figure 2.Contour map of cumulative oil production distribution图2.累计产油量分布等值线图

3.目前含水状况及分级

白239 区2019 年7 月全区生产含水率平均64.9%，属于中高含水。根据2019 年7 月白239 区油井含水率分级统计(表1)，含水大于80%的油井42 口，占目前开井比例的28.4%；其中定向井(斜直井)为6口，平面上呈点状零散分布；水平井34 口，主要位于两个连片带分布，一个位于区块南部的陈平14-1井至陈平17-3 井区带，共计20 口，另一个位于区块中部陈平21-3 井至陈平22-7 区，共计10 口；图3、图4、图5 分别展示了白239 区开发初期、2015 年底、2019 年7 月的油井生产含水率状况，可以看出两个含水区含水变化趋势–含水井数随开发年限不断增加，见水面积不断扩大。

Table 1.Water cut classification table of Chang 63oil well in Bai239表1.白239 区长63油井含水分级表

Figure 3.Initial water cut distribution map图3.初期含水分布图

Figure 4.Water cut distribution in 2015图4.2015 年含水分布图

Figure 5.Water cut distribution map in 2019图5.2019 年含水分布图

4.见水类型及见水成因分析

4.1.见水类型及动态特征

通过大量的油井取样和水性化验分析、裂缝检测、示踪剂试验、生产动态分析等多种手段可以研究判断出油井见水的类型、方向及周围注水井与见水井间储层联通关系[3]。

4.1.1.见地层水型

共计26 口，生产动态特征为油井投产即见水或生产一段时间(0～3 个月)即见水。其水性含盐度高，为CaCl2型，与原始地层水型一致，多分布于油藏中部及边部[4]。

4.1.2.见地注入水型

共计35 口，动态特征投产即水淹(一般位于先导注水区)或投产一段时间突然见水(一般位于先导注水区)，水型为Na2SO4，含盐明显下降，主要分布于油藏中部[5]。

4.2.见水特征

主要以裂缝见水为主，属于人工缝规模过大或天然微裂缝开启导致注入水突进，白239 区北部、中部油井多为裂缝型见水；而油藏中部受储层物性差，且处于微构造相对较低部位原始含油饱和度相对较低的油井出现了投产即见地层水的现象，多属于孔隙型见水，这种类型中也可能存在因为油井工作制度不合理，井底生产流压大，油水两相渗透差异大导致提前见水的类型[6]。

4.2.1.见水方向

根据示踪剂监测及注采动态验证，为多方向性见水，主要见水方向为NE75˚，与本区主应力方向基本一致(图6)。

Figure 6.Horizontal distribution of different water-seeping types in Bai239 area图6.白239 区不同见水类型平面分布图

4.3.见水成因分析

4.3.1.原始含油饱和度低井区油井投产即见水

白239 区虽然大的构造背景为东高西低单斜构造，但也存在着众多东西向延展的局部鼻隆，鼻隆侧翼和沉积微相变化导致储层物性差异，使储层原始含油饱和度存在差异，当原始含油饱和度低于45%时，油井就可能投产就见地层水[7]。

这类油井的见水时特征一般：液量稳定或下降，油量降低，含水率上升，动液面稳定或出现下降，图7 所示含水上升区主要为原始含油饱和度，投产即见水的分布区。

Figure 7.Distribution map of formation water in Bai239 area图7.白239 区主要见地层水分布图

4.3.2.裂缝发育区导致油井快速水淹

见水特征：注入水单向突进，油井表现为见水周期短，且快速水淹。液量迅速上升，含水也随之上升，动液面上升，油量下降，产水含盐下降且低于地层水含盐量[8]。

见水方向：根据示踪剂监测及注采动态分析，为多方向性见水，但主见水方向为NE75˚ (图8)，与本区地层主应力方向一致，该区存在潜力缝并随注水量并注入压力变大开启。

Figure 8.Schematic diagram of injection water flooded well图8.注入水水淹井示意图

动态裂缝开启是油井见水的关键因素，天然裂缝多方向、人工缝网复杂及注入压力升高均是造成裂缝开启主要因素，导致油井多向见水[9]。

4.3.3.平面非均质性强，河道主流线方向上采油井见水快

根据白239 区储层非均质性分析(表2)，平面长631、长632小层渗透率较好，高渗带主要位于河道上(图9)，该区域采油井见水较快(图10)。

Table 2.Evaluation table of sandstone heterogeneity in each substratum表2.各小层中砂岩非均质性评价表

Figure 9.Isogram of permeability of main layer 632-2 layers图9.主力层长632-2 层渗透率等值线图

Figure 10.Oil well location map图10.见水油井位置图

5.措施对策

针对白239 开发区不同的含水上升类型及特征需要制定不同的治理对策，才能达到恢复其产能的目的。

5.1.原始含油饱和度低井区治理对策

钻遇水平段全部没有生产潜力(原始含油饱和度全段大于45%占比较小)则需要研究开发其他潜力层可行性；确定新的潜力层(白239 井区潜力开发层较多，水平段上部层段也有较好的潜力层)，注水井可以先进行试生产新层，水平井则为定向井加以利用[10]。

5.2.裂缝发育与河道上区治理对策

不管人工缝还是天然缝都要利用各种监测动态资料搞清裂缝发育的规模、方向为下一步措施做好准备。进行综合治理时首先在注水井上控制注水，不再增加地层存水注水量，在采油井上采用机械、化学方法进行卡、堵出水层段。当卡、堵水措施多次无效后，则需要放弃水平段开发潜力，需要考虑上部钻遇层的开发潜力。

6.结论

1) 白239 区属陕北鄂尔多斯盆地典型的低孔低渗油藏，油井含水上升控制因素既有油藏本身的地质因素也有后期的人为因素。储层原始状况下，油水同储，分布复杂，因此对其含油性认识是油井投产见油的关键。

2) 白239 区的见水类型为孔隙型和裂缝型，孔隙性主要是由于原始含油饱和度低，可动水含量高，油井投产后即可很快见水；裂缝型见水既有随着注水时间、压力增加地层中的潜在缝开启是油井快速见水，也有注入水延人工缝快速突进而水淹。

3) 白239 区水淹井老层无开发潜力后，上部的油层有较好的开发潜力，是治理措施的潜在生产层，但潜力层投产必须是老层确实无开发潜力后才可进行。