宣思來 （大慶油田有限責任公司第七采油廠）

葡南擴邊井含水變化特點及治理對策

宣思來 （大慶油田有限責任公司第七采油廠）

葡南油田開發(fā)井網(wǎng)邊部共部署七批擴邊井。目前,這些擴邊井油水關系復雜含水上升較快，注水開發(fā)效果逐漸變差。通過對擴邊井開發(fā)效果進行分析，總結(jié)其生產(chǎn)規(guī)律和含水變化特點，指出含水上升快是擴邊區(qū)目前存在的主要問題。并從影響葡南油田擴邊井含水主要因素進行詳細分析，得出油水井比例不合理、油層平面矛盾和層間矛盾大是影響擴邊區(qū)含水上升，產(chǎn)能下降較快的主要原因。針對這一情況提出了控含水治理對策，有效改善水驅(qū)開發(fā)效果，控制含水上升速度，起到增油控水作用，以此改善擴邊區(qū)的開發(fā)效果。

擴邊井；含水特點；層間矛盾；水驅(qū)控制程度

1 開發(fā)簡況

葡南油田經(jīng)過近30年的注水開發(fā)，主體區(qū)塊已經(jīng)進入高含水開發(fā)期，剩余可采儲量越來越低，為改善區(qū)塊開發(fā)效果，從1998—2005年底，在葡南油田開發(fā)井網(wǎng)邊部共部署七批擴邊井，均采用一個正常井距滾動式外推300 m布井，井網(wǎng)300 m× 300 m，共部署340口井，其中完鉆307口，投產(chǎn)281口。自投產(chǎn)以來，各批次擴邊井根據(jù)含水變化可分為3個階段（圖1）。

圖1 葡南油田七批擴邊井生產(chǎn)曲線

產(chǎn)能建設階段：隨著每批次投產(chǎn)的擴邊井井數(shù)增加，產(chǎn)量也隨之增加，此時含水較低。

穩(wěn)產(chǎn)階段：在投產(chǎn)初期2年內(nèi)，動態(tài)調(diào)整趨于平衡，產(chǎn)量穩(wěn)步上升，綜合含水上升緩慢。這一階段折算年含水上升2.4個百分點。

含水上升階段：隨著投產(chǎn)時間增加，主力油層見水快，薄差層動用困難，綜合含水上升較快。這一階段不同批次擴邊井年綜合遞減12.5%以上，年含水上升均在5個百分點以上。

2 含水變化特性

與葡南基礎井網(wǎng)含水變化進行對比，表明葡南擴邊井存在以下特性：

1）投產(chǎn)初期含水高，初期見水井數(shù)多。葡南擴邊區(qū)投產(chǎn)235口油井，初期平均含水為21.2%，投產(chǎn)當年見水井55口，占投產(chǎn)總井數(shù)的23.4%，與葡南基礎井網(wǎng)相比，初期平均含水比葡南基礎井網(wǎng)高出19.75%，投產(chǎn)初期見水井數(shù)比例高出葡南基礎井網(wǎng)20.9%。

2）含水上升速度快。根據(jù)投產(chǎn)前8年數(shù)據(jù)統(tǒng)計，擴邊井投產(chǎn)前8年含水上升值為46.3%，比葡南基礎井網(wǎng)高17.4%；年均含水上升5.8%，比葡南基礎井網(wǎng)高2.2%。

3）高含水井數(shù)多。葡南擴邊井投產(chǎn)第8年含水大于85%的高含水井有84口，占總井數(shù)的41.2%，高含水井比例高于葡南基礎井網(wǎng)37.1%。

3 影響含水主要因素分析

3.1 受基礎井網(wǎng)注水與過渡帶影響初期含水高

受基礎井網(wǎng)注水井影響。處于基礎井網(wǎng)邊緣的擴邊井共52口，投產(chǎn)初期平均含水為38.6%，比擴

邊井總體初期含水高17.4%，葡南基礎井網(wǎng)經(jīng)過近20年水驅(qū)開發(fā)，基礎井網(wǎng)邊部油層含水高于原始地層含水。葡南油田擴邊井投產(chǎn)初期見水55口井中，有31口位于基礎井網(wǎng)邊緣，這些井中含有油水同層或水層層段井數(shù)只有3口，受基礎井網(wǎng)注水影響初期見水井占初期見水井數(shù)的50.9%。

過渡帶影響。葡南全區(qū)含油面積74.9 km2，其中純油區(qū)面積37.9 km2，過渡帶面積37.0 km2。葡南擴邊井處于過渡帶共有172口井，占總井數(shù)的84.3%，初期上報見水的55口擴邊井中，含有油水同層或水層的層段井數(shù)共26口，占初期見水井數(shù)的47.3%，初期上報見水皆為地層水。

3.2 受層間矛盾影響，含水上升速度快

與擴邊井綜合含水上升值相比，第一、三、七批擴邊井含水投產(chǎn)8年后上升值分別比擴邊井平均含水高11.9%、5.6%、12.9%，而第五批擴邊井投產(chǎn)8年后含水上升值為42.6%，比擴邊井平均含水上升值低3.7%。對各批次擴邊井進行資料對比，發(fā)現(xiàn)第一、三、七批擴邊井與第五批擴邊井油層發(fā)育情況與動用情況差異明顯：

油層發(fā)育情況。第一、三、七批擴邊井有效厚度小于1.0 m薄差層占總層數(shù)的78%，比第五批擴邊井高出10.8個百分點；有效厚度在1.0～2.0 m層數(shù)占總層數(shù)的14.6%，比第五批擴邊井少16.5個百分點。第一、三、七批擴邊井薄差層數(shù)多，油層發(fā)育情況相對較差。

層段動用情況。第一、三、七批擴邊井有產(chǎn)出剖面井共12口，有效厚度小于1.0 m薄差層動用層數(shù)為18.8%，薄差層砂巖厚度和有效厚度分別動用20.7%、30.8%，第五批擴邊井有產(chǎn)出剖面井9口，有效厚度小于1.0 m薄差層動用層數(shù)為39%，薄差層砂巖厚度和有效厚度分別動用30%、37.7%。

第一、三、七批擴邊井主力油層的接替層發(fā)育少，薄差層動用差，層間矛盾突出，導致主力油層含水上升速度快。

3.3 注采關系不完善，高含水井數(shù)多

在204口正常生產(chǎn)擴邊井中，含水大于85%高含水井共有84口，占擴邊井總井數(shù)的41.2%。第四、七批擴邊井高含水井數(shù)比例分別為58.1%、70%，分別高出總高含水井比例16.9%、28.8%。對各批次擴邊井進行資料對比，發(fā)現(xiàn)各批次水驅(qū)控制程度差異明顯。例如，葡南十斷塊第四批擴邊井共有33口，其中高含水井20口，占總井數(shù)的60.6%；葡南六斷塊共有擴邊井24口，其中高含水井8口，占總井數(shù)的33.3%。葡南十斷塊20口第四批高含水擴邊井水驅(qū)控制程度為61.03%，其中，單向連通比例36.50%，兩向及兩向以上連通比例僅有24.52%，不連通比例38%；而六斷塊擴邊井水驅(qū)控制程度為60.52%，兩向及兩向以上連通比例比十斷塊第四批高含水擴邊井高出14.61%。

第四批擴邊井在葡南十斷塊中高含水井有20口，單向連通油井多達12口，占高含水井數(shù)的60%。水驅(qū)方向單一、水驅(qū)控制程度差是導致第四批擴邊井高含水井數(shù)多的主要因素。

4 葡南擴邊井控含水治理對策及效果

4.1 完善注采關系，有效控制含水上升速度

針對擴邊井區(qū)油水井數(shù)比例高，單向連通比例大等問題，以提高單砂體水驅(qū)控制程度、減少單向水驅(qū)厚度比例為目標，以投注點狀注水井和轉(zhuǎn)注油井為手段，提高水驅(qū)開發(fā)效果[1]。葡南基礎井網(wǎng)油水井比例為2.1∶1，2011年擴邊區(qū)油水井比例3.2∶1，經(jīng)過投注點狀注水井和油井轉(zhuǎn)注，目前擴邊區(qū)油水井比例為2.6∶1，油水井數(shù)比例得到明顯改善。葡南擴邊井自投產(chǎn)以來，陸續(xù)轉(zhuǎn)注25口油井，平均新增水驅(qū)砂巖厚度6.4 m，有效厚度2.2 m，共見效油井74口，平均日增液0.63 t，平均日增油0.36 t，含水下降4.3個百分點；目前擴邊區(qū)補鉆點狀井2口，新增水驅(qū)砂巖厚度29.3 m，有效厚度8.4 m，共見效油井5口，平均日增液0.86 t，平均日增油0.78 t，含水下降6.7個百分點。

葡南四斷塊7P192-75為第五批擴邊井，僅有1口水井 7P192-76與其連通，水驅(qū)控制程度為32.5%，油井目前含水70%以上，為提高水驅(qū)控制程度，2010年7P192-73轉(zhuǎn)注，2011年在7P190-73和7P192-75連線的中點上投注點狀注水井7P191-74；使得7P192-75新增水驅(qū)厚度5.2 m，新增水驅(qū)有效厚度2.3 m，新增水驅(qū)方向厚度7.3 m，新增水驅(qū)方向有效厚度3.7 m，日產(chǎn)油增加0.8 t，含水降至60%。

4.2 針對油層動用差異大，進行注水井方案調(diào)整

為了進一步改善注采關系，2011—2014年針對擴邊區(qū)35口注水井進行方案調(diào)整，控制高含水層注水185 m3/d，提高薄差層段注水152 m3/d。注水結(jié)構(gòu)調(diào)整后，加強層注水強度下降6.21 m3/（m·d），限制層注水強度提升4.32 m3/（m·d）。周圍油井見效后綜合含水下降2.4%，有效緩解層間矛盾，提高注水效率和油層動用狀況。

4.3 針對層間矛盾大影響，進行注水井調(diào)剖

為了有效緩解層間矛盾，提高注水效率和油層動用狀況，在2011—2012年對3口注水井進行調(diào)剖，連通6口油井見效后平均含水下降3.1個百分點，累計增油共218 t。例如第五批擴邊井7P154-74在2012年進行調(diào)剖，調(diào)剖層段為葡I6-7，有效厚度為5.1 m，此水井配注50 m3/d，實注37 m3/d，葡I6-7層段配注20 m3/d，實注29 m3/d；由吸水剖面看出，此層段最厚，吸水能力強，搶水嚴重，導致其他層段不能有效注水，周圍連通4口油井，平均日產(chǎn)液4.5 t，含水66.8%；措施后吸水剖面顯示其他層位吸水指數(shù)明顯上升，層段利用率提高，葡I6-7層段實注降至20.3 m3/d，且周圍油井平均日產(chǎn)液4.2 t，含水63.7%，起到增油控水作用。

4.4 綜合改造措施

為了提高挖潛效果，針對具有潛力的擴邊油井進行了壓裂措施，共壓裂井次38口，累計增油28 201 t，整體含水下降20.5%；補孔2口井，累計增油334 t，整體含水下降11.2%，補孔受單井層段厚度以及地層發(fā)育限制大，效果不如壓裂明顯。根據(jù)對措施井進行跟蹤效果分析，普通壓裂與補孔有效期一般為240天左右，措施有效持續(xù)時間較短，如何能夠延長措施有效時間，是有效挖潛控水的重點。擴邊區(qū)普通壓裂后平均單井增油707.8 t，含水下降19.1%，平均有效時間為216天，普通壓裂的32口擴邊井中，有11口有效時間僅在半年以內(nèi)；油井周圍增加轉(zhuǎn)注井，新增來水方向后針對連通油井進行壓裂，平均單井增油965.2 t，含水下降25.8%，平均有效時間382天；水井調(diào)剖后周圍油井壓裂共1口，單井增油725 t，含水下降37.7%，有效時間272天。結(jié)合周圍新增來水方向進行油井壓裂，增油控水效果優(yōu)于普通壓裂，且有效時間更長，而結(jié)合周圍水井進行調(diào)剖等注水措施進行油井壓裂，控水效果更好[2]。

例如第一批擴邊井7P182-142，壓裂前日產(chǎn)液7.8 t，日產(chǎn)油0.4 t，含水94.9%，葡I1#1-2號層有效厚度2.2 m，2010年產(chǎn)出剖面顯示葡I1#1-2號層含水高、搶水嚴重。而葡I3號層有效厚度為2.8 m，但動用程度較差，并且其他薄差層動用較差，產(chǎn)出較少。此油井周圍連通1口水井7P182-140，水驅(qū)方向單一。2013年初7P180-142轉(zhuǎn)注井，油井新增來水方向，增加油井葡I3號層連通砂巖厚度2.8 m，有效厚度2.8 m，2014年4月對其進行壓裂，壓裂層段為葡I1#1-2，I3，I4，I5，壓裂后日產(chǎn)液12.7 t，日產(chǎn)油2.7 t，含水78.6%，觀察2014年產(chǎn)出剖面，動用層段數(shù)增加3層，有效控制葡I1#1-2號層搶水（圖2）。目前壓裂井日產(chǎn)液14.2 t，日產(chǎn)油1.5 t，含水89.4%，壓裂有效時間超過420天。

圖2 7P182-142壓裂前后產(chǎn)出剖面對比

5 結(jié)論及認識

葡南擴邊井受基礎井網(wǎng)長期注水開發(fā)與過渡帶影響，初期含水高，報見水井數(shù)多；擴邊井油層發(fā)育差、單向連通井比例高是導致其含水上升速度快，高含水井數(shù)多的主要因素。針對葡南擴邊井水驅(qū)控制程度差問題，通過投注點狀井以及油井轉(zhuǎn)注等措施，使擴邊油井新增來水方向，有效改善水驅(qū)開發(fā)效果[3]。針對層間矛盾大、動用差異大問題，通過合理的方案調(diào)整、調(diào)剖等技術(shù)，可有效緩解層間矛盾，有效控制含水上升速度。轉(zhuǎn)注與壓裂、調(diào)剖與壓裂結(jié)合等綜合措施的挖潛效果要優(yōu)于單一措施挖潛效果，更能有效起到增油控水作用。

[1]白慶麗.油層注采系統(tǒng)調(diào)整方法[J].油氣田地面工程，2007（5）：32-33.

[2]方凌云.砂巖油藏注水開發(fā)動態(tài)分析[M].北京：石油工業(yè)出版社，1998：83-85.

[3]楊麗群.北部過渡帶高含水后期控水挖潛方法及認識[J].能源與節(jié)能，2013（5）：73-74.

10.3969/j.issn.2095-1493.2016.11.015

2016-01-27

（編輯 沙力妮）

宣思來，2009年畢業(yè)于湘潭大學（通信工程專業(yè)），從事油氣田機采管理、地質(zhì)動態(tài)分析工作，E-mail：329456556@qq. com，地址：黑龍江省大慶市大慶油田有限責任公司第七采油廠第三油礦，163517。