張世龍 （西南石油大學(xué)地球科學(xué)與工程學(xué)院，四川 成都610500）

貝君平，徐濤 （中石化勝利油田分公司河口采油廠，山東 東營(yíng)257200）

1 概況

1.1 地質(zhì)概況

渤南油田三區(qū)位于渤南油田中部，南北被2條北傾的斷層所夾持，平面上呈一向東敞開的扇形。古近系沙河街組三段4砂組 （）是該區(qū)主力開發(fā)層系之一，其含油面積3.7km2，地質(zhì)儲(chǔ)量386×104t。分為、兩個(gè)小層，為主力層，分布面積廣，厚度大。構(gòu)造上呈由北西向南東傾沒的鼻狀構(gòu)造形態(tài)，油藏埋深3270～3400m，砂層向西變??；是典型的湖泊濁積扇沉積，可細(xì)分為辮狀水道、葉狀體、道間和滑塌等4種沉積模式，以辮狀水道和葉狀體沉積為主［1］；儲(chǔ)層巖性以細(xì)砂巖及粉細(xì)砂巖為主，有效厚度18.8m；平均孔隙度15.8%，平均粒度中值0.21mm，泥質(zhì)膠結(jié)，以孔隙型和接觸－孔隙型膠結(jié)類型為主。平均孔喉半徑2.6μm，平均滲透率23.3mD，非均質(zhì)性強(qiáng)；強(qiáng)親水，平均吸油比2.2%，吸水比43.7%；原油物性較好，黏度較低，地面原油黏度5.6mPa·s，地面原油相對(duì)密度0.856，體積因數(shù)1.374，飽和壓力18.3MPa，地層水水型為 NaHCO3，總礦化度13000～16000mg／L，天然氣相對(duì)密度0.7784，原始?xì)庥捅?21m3／t；最大主地應(yīng)力方向近似東西向，其中北部為北東75～79°，南部為104°左右；且東部具有一開闊油水界面，油水界面為3405m，油水界面3430m，是典型的受斷層控制的巖性－構(gòu)造油藏。

1.2 開發(fā)現(xiàn)狀

2 水淹分布規(guī)律

2.1 平面水淹規(guī)律

2.1.1 水淹分布方向具有滲流速度快且多向性的特點(diǎn)

圖1 高滲透油藏示蹤劑試驗(yàn)狀況

圖2 E3－6－3井組示蹤劑試驗(yàn)狀況

2.1.2 含水上升過快，出現(xiàn)暴性水淹狀況

1987年全面注水開發(fā)后，產(chǎn)量達(dá)到了頂峰。1989年開始后的4年間，含水開始迅速上升，產(chǎn)量大幅度遞減，含水率由1988年12月的12.7%上升到1992年12月的83.4%，平均年含水上升速度17.7%，階段含水上升率9.77%，含水上升速度過快，導(dǎo)致1992年主體部位新投4口油井全部高含水 （表1）。

表1 1992年投產(chǎn)新井初期狀況

通過對(duì)油井水井組動(dòng)態(tài)資料的分析［2］，發(fā)現(xiàn)三區(qū)平面水竄嚴(yán)重，部分油井出現(xiàn)暴性水淹狀況。以E3－8－7井組為例，該井組共有水井3口，油井1口，于1988年9月壓裂投產(chǎn)，含水率一直很低，1989年4月壓裂，壓裂前日產(chǎn)油20t，含水率20%，壓裂后含水率最低降低22%，日產(chǎn)油35t；但壓裂后僅生產(chǎn)一個(gè)半月含水率就高達(dá)100%，導(dǎo)致該井改層。分析認(rèn)為壓裂裂縫溝通了水井E3－10－7造成的油井暴性水淹 （圖3、4）。

2.2 縱向水淹規(guī)律

根據(jù)檢查井水洗判別標(biāo)準(zhǔn) （顏色、污手情況、滴水試驗(yàn)、沉降試驗(yàn)雙目鏡下觀察、驅(qū)油效率）、油水飽和度特征及電測(cè)解釋結(jié)果，對(duì)兩個(gè)小層進(jìn)行水淹情況綜合評(píng)價(jià)。水淹最嚴(yán)重，綜合評(píng)價(jià)為強(qiáng)水洗；水淹相對(duì)最輕，綜合評(píng)價(jià)為見水［5］，詳見表2。

圖3 暴性水淹平面示意圖

圖4 E3－8－7井組水淹曲線

表2 水洗級(jí)別判斷標(biāo)準(zhǔn)

因此根據(jù)E3－J1井在縱向上的水淹狀況進(jìn)行分析，可見該井水淹具有如下特征：①E3－J1井各油層水淹狀況以水洗為主，部分油層進(jìn)入強(qiáng)水洗階段，總體表現(xiàn)出驅(qū)油效率較高、水淹較為嚴(yán)重的特點(diǎn)。②不同流線油層水洗程度有一定差異，主流線、二線井水洗程度依次由高變低；特別是當(dāng)現(xiàn)今主地應(yīng)力方向和主流線方向一致時(shí)，油層水淹嚴(yán)重。③不同沉積相帶油層水洗程度差異較大，水道微相水淹程度明顯高于葉狀體微相。④層內(nèi)縱向上物性的差異、韻律性的變化及層內(nèi)夾層的作用等非均質(zhì)性控制層內(nèi)水淹狀況。

3 水淹分布影響因素研究

3.1 沉積微相對(duì)水淹規(guī)律的影響

主要研究1992年12月前注采井間流線與人工裂縫近平行的油井其沉積微相對(duì)水淹的影響，因?yàn)?992年前三區(qū)水淹速度快。

統(tǒng)計(jì)了具有相對(duì)可對(duì)比的6口油井 （表3），按所處沉積相帶位置以及區(qū)塊不同含水階段分類，在區(qū)塊綜合含水率60%時(shí)，處于葉狀體內(nèi)的井3口，平均單井累計(jì)產(chǎn)油1.8917×104t，累計(jì)產(chǎn)水1.2355×104m3，水油比為3.8，每采萬噸油油井含水上升率為6.8%；處于水道內(nèi)的井3口，平均單井累計(jì)產(chǎn)油1.7609×104t，累計(jì)產(chǎn)水0.9148×104m3，水油比為2.9，每采萬噸油油井含水上升率為12.7%，與葉狀體油井相比，水油比相差不大，含水上升率是其1.87倍；在區(qū)塊綜合含水率達(dá)到90%時(shí)，水道與葉狀體油井相比，水油比相差不大，含水上升率是其3.3倍，因此，當(dāng)注采井間流線方向與人工裂縫方向近于平行時(shí)，高含水時(shí)處于葉狀體微相的油井含水上升的速度要慢些，處于水道微相的油井含水上升的速度要快些。此外，含水率從60%到90%的時(shí)候，葉狀體沉積微相的每采萬噸油油井含水上升率控制較為明顯，含水上升率有所下降，水道微相控制作用很?。灰虼?，沉積微相對(duì)水淹的控制影響不明顯。

表3 沉積微相與水淹的關(guān)系表

3.2 人工裂縫對(duì)水淹規(guī)律的影響

統(tǒng)計(jì)了具有相對(duì)可比的10口油井 （表4），按注采井間流線方向與人工裂縫方向分類，兩者之間夾角在45～70°的井4口，平均單井累計(jì)產(chǎn)油1.9832×104t，累計(jì)產(chǎn)水3.6079×104m3，每采萬噸油油井含水上升率為9.4%；兩者近平行的井6口，平均單井累計(jì)產(chǎn)油2.8411×104t，累計(jì)產(chǎn)水9.9356×104m3，每采萬噸油油井含水上升率為26.4%，注采井間流線方向與人工裂縫方向存在一定夾角的油井相比，含水上升率是其2.81倍，因此，注采井間流線方向與人工裂縫方向近于平行時(shí)，含水上升快，注采井間流線方向與人工裂縫方向有夾角時(shí)，含水上升慢，即東西向注入水推進(jìn)很快，油井見水早，含水上升快，前面介紹的部分油井暴性水淹也是典型的例子。因此，儲(chǔ)層人工裂縫控制儲(chǔ)層水淹作用明顯。

表4 人工裂縫與水淹的關(guān)系表

3.3 注采均衡程度對(duì)水淹規(guī)律的影響

分別統(tǒng)計(jì)了2013年與1992年3個(gè)具有可對(duì)比性的井組的生產(chǎn)數(shù)據(jù) （表5），同一井組每采萬噸油油井含水上升率變化不明顯。而截至1992年12月，同一井組對(duì)應(yīng)油井投產(chǎn)時(shí)間越晚，每采萬噸油油井的含水上升率就越快；轉(zhuǎn)注時(shí)間較早的E3－6－3井組，平均單井每采萬噸油油井的含水上升率63.9%，是轉(zhuǎn)注時(shí)間較晚的E3－8－5井組平均單井每采萬噸油油井的含水上升率的5.86倍；注水量較多的E3－8－5井組與注水量較少E37－23井組相比，含水上升率是其1.68倍，可見注水井累注水量相對(duì)較少，轉(zhuǎn)注時(shí)間較晚，所對(duì)應(yīng)的油井含水上升的速度要慢些，注水井累注水量相對(duì)較多，轉(zhuǎn)注時(shí)間較早所對(duì)應(yīng)的油井含水上升速度要快些。

表5 注采均衡程度與水淹的關(guān)系表

3.4 邊水對(duì)水淹規(guī)律的影響

4 認(rèn)識(shí)及建議

［1］李小梅 .渤南油田沙三段湖泊濁流沉積及其演化 ［J］.新疆石油地質(zhì)，2005，25（2）：53～57.

［2］劉澤容，信荃麟 .油藏描述原理與方法技術(shù) ［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1993.

［3］李道品 .低滲透油田高效開發(fā)決策論 ［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2003.

［4］方凌云，萬新德 .砂巖儲(chǔ)層注水開群動(dòng)態(tài)分析 ［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1998.

［5］才汝成，李陽(yáng)，孫煥泉 .油氣藏工程方法與應(yīng)用 ［M］.北京：石油大學(xué)出版社，2002.