劉坤巖，鄔興威，鄭松青，韓 東，司朝年

(中國石化石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083)

0 引言

塔河油田12區(qū)奧陶系油藏位于阿克庫勒凸起西北翼斜坡區(qū)，該區(qū)經(jīng)歷多期構(gòu)造、巖溶作用，裂縫、不同規(guī)模的溶蝕孔洞形成了油氣主要儲集空間。該油藏埋深大、巖溶期次多、非均質(zhì)性嚴重、原油重質(zhì)高黏[1]。目前油田已經(jīng)進入中高含水期，單井含水上升快、產(chǎn)量遞減嚴重，高含水井比例高，開采井的出水原因尚不明確，出水規(guī)律難以把握。目前，國內(nèi)外關(guān)于油藏產(chǎn)水研究多以油井生命周期為研究對象，研究時段跨度較大，對油藏開發(fā)初期產(chǎn)水原因研究較少，也很少涉及古河道、井型設(shè)計等因素。因此，以塔河12區(qū)奧陶系縫洞型稠油油藏為研究對象，深入研究單井投產(chǎn)初期(0～90 d)高含水主控因素及主要措施。

1 單井投產(chǎn)初期高含水主控因素

1.1 構(gòu)造位置

研究區(qū)區(qū)域構(gòu)造變形作用強烈，奧陶系斷裂系統(tǒng)復(fù)雜，發(fā)育多條北東、北西向深大走滑斷裂[2－5]。古地貌研究發(fā)現(xiàn)，塔河12區(qū)北東區(qū)域古構(gòu)造高部位一間房組和部分鷹山組地層因構(gòu)造抬升遭受地層剝蝕嚴重[6－7]，尤其在斷裂及派生裂縫集中發(fā)育部位，地表水沿斷裂面滲入后溶蝕面增大，后期垮塌而形成負向地形;耐蝕部位則形成巖溶殘丘，殘丘頂部發(fā)育一定規(guī)模斷裂、裂縫，巖溶水沿斷裂溶蝕在殘丘內(nèi)部形成具有一定規(guī)模及連通性的孔洞、溶孔。

在油氣運移過程中，沿深大斷裂向上運移的油氣在中下奧陶統(tǒng)不整合面區(qū)域順著連通性較好的次級斷裂及縫合線橫向運移。根據(jù)油氣成藏理論，殘丘部位縫洞系統(tǒng)優(yōu)先捕獲油氣，其中水體被充分驅(qū)替，而負向地形部位的水體未被完全驅(qū)替而保存下來。

實鉆可知，巖溶洼地部位單井平均初期含水率為81%，巖溶殘丘部位初期單井平均含水率為4%。在殘丘發(fā)育區(qū)域，局部殘丘部位的投產(chǎn)井初期含水率較低;局部構(gòu)造洼地等負向地形部位的投產(chǎn)井初期測試為出水井或高含水井，證實了構(gòu)造位置對油井初期含水率具有重要影響。

1.2 古河道

通過古地貌恢復(fù)、敏感地震屬性提取開展古河道刻畫。研究結(jié)果表明:研究區(qū)奧陶系分布有多條復(fù)雜地表水系，發(fā)達的地表水系能夠促進河床底部及側(cè)岸巖溶，形成橫向連通性較好的儲集空間[8－9]。

在油氣運移過程中，沿深大控源斷裂向上運移的油氣在不整合面區(qū)域與古河道中砂礫巖體相匹配，河道側(cè)岸處于捕獲油氣的有利位置，油氣充注程度較高;河道槽谷部位的砂礫巖體雖然具備儲集空間，但位于捕獲油氣的不利位置，且該部位水體能量較高，油氣充注程度較低[10－12]。同時，槽谷及側(cè)岸低部位的儲集體在完井后的酸化壓裂過程中易溝通河道中的水體，一旦見水，水體會在短時間內(nèi)占據(jù)原油的流動通道，油井含水率會迅速上升，甚至產(chǎn)生暴性水淹現(xiàn)象(圖1)。

圖1 古地表河發(fā)育區(qū)油氣富集模式

實鉆證明:位于河道側(cè)岸上部的油藏單井產(chǎn)能較高，生產(chǎn)初期大多含水率較低，開發(fā)效果較好;位于河道側(cè)岸下部或河床槽谷部位的油藏單井產(chǎn)量較低，初期含水率較高甚至達到100%，開發(fā)效果較差。

1.3 儲集體特征

1.3.1 儲集體發(fā)育程度較低

在巖溶覆蓋區(qū)，斷裂控制的裂縫型儲集體后期溶蝕改造程度有限，儲集空間相對較小，在油氣充注過程中油體規(guī)模較小。同時由于油質(zhì)黏稠，單井完鉆后實施的酸化壓裂措施易溝通油藏下部底水從而形成水流優(yōu)勢通道，井筒見水后含水會快速上升[13－14]。

典型裂縫型投產(chǎn)井開展統(tǒng)計分析表明(表1)，裂縫型儲集體可采儲量普遍較低，均位于經(jīng)濟可采儲量門限值(2×104t)以下，投產(chǎn)井初期含水率為30% ～99%。

1.3.2 儲集體距風(fēng)化面垂向距離較遠

在油氣沿不整合面橫向輸導(dǎo)過程中，距T74風(fēng)化面垂向距離較近的儲集體優(yōu)先捕獲油氣，垂向距離較遠的縫洞儲集體油氣捕獲程度較低，造成該部位水體驅(qū)替程度弱，縫洞殘留水體發(fā)育，該類儲集體在開發(fā)過程中通常被認為是高含水層或水層。

表1 受儲集體類型影響的典型高含水井統(tǒng)計

實鉆證明:鉆遇距風(fēng)化面位置較深(約大于100 m)儲集體投產(chǎn)井初期含水率較高(75%～100%)，可采儲量較低(小于500 t);鉆遇距風(fēng)化面位置較近(小于100 m)儲集體單井初期含水率均較低(小于38%)。

1.3.3 井孔儲集體位于洞穴低部位

洞穴型儲集系統(tǒng)儲集體上部空間較大，下部由于溶蝕程度較低及充填物等因素影響，儲集空間相對有限[12]，在油氣充注過程中，可能導(dǎo)致儲集體低部位油氣未有效充注，或者由于后期油水重力分異作用，洞穴高部位油氣富集，低部位水體發(fā)育，水體賦存類型為洞穴底部殘留水。

實鉆證明:井孔儲集體位置偏低的單井生產(chǎn)初期通常表現(xiàn)為較高含水率。TH12410井(投產(chǎn)初期含水率為60%)和TH12323井(投產(chǎn)初期含水率為100%)均屬于此類型。

1.4 井型設(shè)計

張克銀[14]認為塔河油田中下奧陶統(tǒng)頂面(T74)不整合面縱向上可劃分為:風(fēng)化殘積層、滲流層和潛流層，其中滲流層位于不整合面之下2～80 m，發(fā)育垂直溶孔或針狀溶孔的溶蝕孔洞層，孔洞發(fā)育具有縱橫向上的非均質(zhì)性。采用直井開發(fā)該類型儲集體后，在鉆井過程中，針狀溶孔、溶蝕孔洞層儲集體鉆遇率較低，降低了油氣采收率，同時直井酸化壓裂易溝通周緣殘留水體，單井生產(chǎn)初期表現(xiàn)為高含水;采用水平井或大斜度井開發(fā)模式后，則針狀溶孔鉆遇率大幅度提高，投產(chǎn)井初期含水明顯降低。

實鉆證明:風(fēng)化殼型溶蝕孔洞儲集體直井生產(chǎn)初期通常表現(xiàn)為較高含水率。TH12369井(投產(chǎn)初期含水率為90%)和TH12360井(投產(chǎn)初期含水率為79%)均屬于此類型。

2 降水增油措施

2.1 殘丘高點側(cè)鉆

TH12336井位于12區(qū)東部暴露巖溶發(fā)育區(qū)，該井T74頂深為5998 m，鉆井揭開中—下奧陶統(tǒng)71 m，對 T74下14～71 m井段進行裸眼酸化壓裂，試油結(jié)論定為供液充足水層。TH12336井在巖溶洼地部位，采取殘丘高點側(cè)鉆的措施，實施后，初期含水率由100%降到0，初期日產(chǎn)油量由0.0 t/d增至15.2 t/d，計算可采儲量為1.3×104t。

2.2 縫洞體高點側(cè)鉆

TH12410井位于12區(qū)西部F1主控斷裂帶上，該井T74頂深為6560 m，鉆井揭開中—下奧陶統(tǒng)80 m，對 T74下16～89 m井段進行裸眼酸化壓裂，試油結(jié)論定為“低產(chǎn)油層”，初期含水為60%，因井筒高含水而關(guān)井。TH12410井處于大型洞穴低部位，其井孔位置位于油水界面以下，采取對儲集體高部位側(cè)鉆的措施，實施后，初期含水率由60%降到20%，初期日產(chǎn)油量由10.4 t/d增至25.3 t/d，計算可采儲量為2.9×104t。

2.3 水平井

TH12369井位于塔河12區(qū)F3斷裂帶東部風(fēng)化殼型溶蝕孔洞發(fā)育區(qū)，該井T74頂深為6019 m，鉆井揭開中—下奧陶統(tǒng)126 m，對T74下40～80 m井段進行裸眼酸化壓裂，開井含水率為90%而關(guān)井。針對欠發(fā)育的風(fēng)化殼型溶蝕孔洞儲集體，采用大斜度井或水平井開發(fā)措施，部署側(cè)鉆水平井TH12369CH，實施后，初期含水率由90.0%降到7.2%，初期日產(chǎn)油量由6 t/d增至66 t/d，計算可采儲量為2.03×104t。

3 結(jié)論

(1)塔河油田12區(qū)油藏開發(fā)初期產(chǎn)水主控因素有儲集體類型、構(gòu)造位置、古河道、井型設(shè)計等。

(2)塔河油田12區(qū)產(chǎn)水特征具有明顯的分區(qū)性，即負向地形發(fā)育區(qū)、裂縫發(fā)育區(qū)、古地表水系發(fā)育區(qū)。在開發(fā)井位部署中宜規(guī)避上述高風(fēng)險區(qū)域。

(3)塔河12區(qū)奧陶系油藏采取殘丘高點側(cè)鉆、縫洞體高點側(cè)鉆、部署水平井措施后，降水增油效果顯著。

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