張建東，徐曉玲，陳章群

（1.中國石油青海油田公司勘探開發(fā)研究院，甘肅敦煌 736202；2.中國石油測井公司青海事業(yè)部）

1 油藏概況及開發(fā)特征

馬北一號(hào)油藏位于柴達(dá)木盆地北緣斷塊帶馬海－南八仙背斜上的一個(gè)三級(jí)構(gòu)造，整體為一以斷層控制的半背斜斷鼻構(gòu)造，儲(chǔ)層巖性主要為粗砂巖、礫狀砂巖、細(xì)砂巖。儲(chǔ)層物性較好，全油藏平均孔隙度25%，滲透率273.5×10－3μm2，屬于中孔中滲儲(chǔ)層。平均原油密度0.7998 g／cm3，平均粘度2.79 mPa·s，地面原油密度小，屬輕質(zhì)油；水型主要以CaCl2為主。油藏是受斷層控制的構(gòu)造油氣藏，油藏埋深880～920 m。總體上油層厚度特點(diǎn)為北厚南薄，平均有效厚度約6.4 m，底水厚度10 m左右，屬于典型底水油藏。截止到2012年，該油藏共有油井22口，開井12口，日產(chǎn)油21 t，日產(chǎn)水19.57 m3，綜合含水49.68%，累計(jì)產(chǎn)油13.48×104t；注水井11口，日注水平141 m3，累計(jì)注水量38.56×104m3；采油速度0.88%，可采儲(chǔ)量采出程度16.34%，油田自然遞減12.12%，綜合遞減9.93%。馬北一號(hào)油藏生產(chǎn)過程中出現(xiàn)地層能量下降、含水快速上升、產(chǎn)量迅速遞減等問題。

該油藏經(jīng)歷了三個(gè)開發(fā)階段。第一個(gè)階段主要為試采期，主要采用天然能量開發(fā)，產(chǎn)量高、含水低。第二個(gè)階段主要為試采方案實(shí)施階段，此階段開始大規(guī)模上產(chǎn)，油田開始試注水，開發(fā)特點(diǎn)是初期產(chǎn)量高、單井產(chǎn)量遞減加快、含水快速上升、油井彈性產(chǎn)率低、地層能量較弱，表明上產(chǎn)階段在加大采油速度和生產(chǎn)壓差的同時(shí)也加快了底水錐進(jìn)速度，造成油田含水大幅度上升。第三個(gè)階段是完善注采井網(wǎng)階段，總體生產(chǎn)特征體現(xiàn)為：產(chǎn)量先持續(xù)下降、含水持續(xù)上升，后期產(chǎn)量遞減的趨勢得以穩(wěn)定，含水出現(xiàn)較大幅度的降低。開發(fā)中因采取高含水井關(guān)井消錐、控壓差生產(chǎn)、水平井分段堵水、層內(nèi)調(diào)驅(qū)等一系列措施，產(chǎn)量趨于穩(wěn)定、含水下降，階段穩(wěn)油控水工作取得一定效果［1－2］。歸結(jié)起來，該油藏存在的主要矛盾還是底水錐進(jìn)，導(dǎo)致含水快速上升，從而影響產(chǎn)量。

2 水錐影響因素分析

2.1 開采方式對(duì)底水錐進(jìn)速度影響

為了更清楚認(rèn)識(shí)油藏的開發(fā)方式，將油藏位于構(gòu)造高部位的井定義為二線井，油藏低部位的井定義為一線井。結(jié)合近幾年的開發(fā)特點(diǎn)對(duì)采速進(jìn)行對(duì)比，發(fā)現(xiàn)二線井采液速度遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于一線井，尤其是2007－2008年期間二線井采液速度是一線井的5～6倍，含水與采速明顯成正相關(guān)性（圖1）。油藏內(nèi)部采速過快，地層壓力開始下降，在水區(qū)和油區(qū)之間形成一定的壓力降，底水開始內(nèi)侵。高部位過早見水說明這種開發(fā)方式不適合底水油藏的開發(fā)模式。因此在底水油藏開發(fā)過程中，如何安排各排井的采液強(qiáng)度對(duì)底水錐進(jìn)的快慢和開發(fā)效果都會(huì)產(chǎn)生不同的影響。

圖1 馬北油田采液速度對(duì)比曲線

2.2 沉積韻律對(duì)底水錐進(jìn)的影響［3－4］

通常來講，反韻律含水上升慢，有較長的無水采油期，主要開發(fā)期為中低含水期，開發(fā)效果相對(duì)較好；正韻律正好相反，含水上升快，無明顯的無水采油期，采出程度較低，主要開發(fā)期為中高含水期。馬北油藏儲(chǔ)層主要以正韻律為主，少數(shù)層為反韻律。縱向滲濾阻力相差更大，更容易造成邊底水沿底部竄進(jìn)的現(xiàn)象，在油藏內(nèi)部形成一個(gè)次生水體。以馬北油藏為例，借助幾口典型井產(chǎn)吸剖面資料也能驗(yàn)證上述觀點(diǎn)。馬4－2井吸水剖面反映出反韻律底部61－2小層相對(duì)吸水量大于頂部61－1小層，南部馬8－2井產(chǎn)液剖面反映61－1小層底部正韻律油層產(chǎn)液高于頂部，馬7－5井則反映61－2小層頂部反韻律層產(chǎn)液又比65小層高；儲(chǔ)層產(chǎn)吸狀況總體體現(xiàn)正韻律底部、反韻律頂部。這種現(xiàn)象從某種角度來講是造成底水錐進(jìn)的地質(zhì)因素之一。

2.3 射孔層段的位置及射開程度對(duì)底水錐進(jìn)的影響［5－6］

射孔打開程度是指在射孔完井條件下，射孔井段的含油層厚度與含油層總厚度之比。打開程度是底水油藏開采中的一個(gè)重要參數(shù)，打開程度高，可以提高油井的產(chǎn)能，但油井見水也快；打開程度低，見水慢，但油井產(chǎn)能低。

為了認(rèn)識(shí)射孔對(duì)底水錐進(jìn)的影響有多大，以馬北油田實(shí)例來說明。首先統(tǒng)計(jì)了試采階段7口井25個(gè)井層的射孔數(shù)據(jù)（表1），小層厚度總計(jì)217.2 m，射孔厚度150.2 m，打開完善程度達(dá)69.2%。以4口典型井為例。馬6－9、馬6－8井都位于構(gòu)造高部位同一個(gè)層且同時(shí)期投產(chǎn)，其中馬6－9井有效厚度6.6 m，射孔位置在油層上方2.5 m處，射開程度38%，無水采油期有近5個(gè)月；馬6－8井射開程度100%，基本沒有無水采油期。同樣馬3－1、馬2－2井都位于構(gòu)造北區(qū)，試采同一個(gè)層且同期投產(chǎn)的情況下，馬3－1井射開厚度6 m，射開程度90%，無水采油期2個(gè)月；馬2－2井射開程度38%，無水采油期8個(gè)月。打開程度高是導(dǎo)致馬北油藏試采階段及隨后投入開發(fā)底水快速錐進(jìn)的主要因素之一。

由上所述，我們能得出以下結(jié)論：射開油層的合理厚度為油層厚度的1／3～1／2，隨著射開程度的增加，在相同采出程度下生產(chǎn)，含水上升很快；當(dāng)射開厚度增加至油層厚度的3／4時(shí)，油層在投產(chǎn)后很快見水，沒有無水采油期。位于過渡帶油層的井，宜射開油層厚度的1／3；內(nèi)含油邊界的井，宜射開油層厚度的1／2；構(gòu)造高部位的井，上下油層間有夾層分布，對(duì)底水有一定的抑制作用，可射開3／4的油層。

表1 馬北油田射孔統(tǒng)計(jì)分析數(shù)據(jù)

2.4 隔夾層的發(fā)育及其位置對(duì)底水錐進(jìn)的影響

若油層段存在隔夾層，應(yīng)盡量避免射開隔夾層以下部分油藏厚度段。盡管隔夾層遮擋的這部分油難以采出，卻可以盡量延緩底水錐進(jìn)速度。馬北油田隔層主要分布于南區(qū)，在主力層61號(hào)層和62號(hào)層之間發(fā)育，61號(hào)層內(nèi)也有夾層分布，且同樣分布于南區(qū)，厚度大約2 m左右，北區(qū)均無分布。結(jié)合目前的開發(fā)特點(diǎn)來看，北區(qū)因底水錐進(jìn)而導(dǎo)致高含水關(guān)井的有9口，南區(qū)則僅有2口井。折算到油藏中深地層壓力上來分析，北區(qū)平均地層壓力為6.8 MPa，而南區(qū)平均地層壓力在7.9 MPa。說明隔夾層對(duì)南區(qū)底水錐進(jìn)有明顯的抑制作用，且壓力保持水平也較高。

3 結(jié)論與建議

（1）應(yīng)對(duì)青海油田馬北一號(hào)邊底油藏開展油水井精細(xì)管理，對(duì)一線井和二線井的采液強(qiáng)度實(shí)施單井單控的工作方法，提高一線井的采液強(qiáng)度，適當(dāng)控制內(nèi)部井采液強(qiáng)度。

（2）針對(duì)二線油區(qū)注水井可嘗試提高純油區(qū)地層壓力，既可以抑制次生底水的形成，又可以保持地層壓力；可調(diào)整注水井射孔層位，使其射孔段位于純油段上部；對(duì)于一線井可采用注水井層內(nèi)調(diào)剖工藝。

（3）借鑒目前馬北開發(fā)經(jīng)驗(yàn)，可在今后的產(chǎn)能調(diào)整上，針對(duì)底水油藏，要嚴(yán)格控制射孔層位以及射開程度，盡量控制射開位置在油層頂部1／3～1／2處，射開程度控制盡可能要小。

（4）由于隔夾層在底水油藏中具有消錐的作用，工藝上可以在距油水界面以上一定距離注入化學(xué)劑的方法形成人工隔板，延緩底水的錐進(jìn)。

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