水性变化在油藏开发中的应用研究

杨灿 （中石油辽河油田分公司勘探开发研究院，辽宁 盘锦 124010）

水性变化在油藏开发中的应用研究

杨灿 （中石油辽河油田分公司勘探开发研究院，辽宁 盘锦 124010）

油藏含水上升影响油田开发效果，可应用水性变化研究辅助分析含水上升原因。研究表明，在天然能量开发阶段水性的突变，主要是由非生产层段地层水进入井筒引起的，可以此判断井下管柱技术状况；在二次采油即注水开发阶段利用其矿化度的变化可判断边水侵入还是注入水推进，并预测水淹程度；在油藏 “二三结合”开发阶段可以利用其氯离子的变化判断是否有新层启动，分析动用程度是否得到提高。

水性变化；矿化度；井下管柱；水淹程度；动用程度；油藏开发

在油藏开发过程中，水是油藏工程师关注的重点。油藏含水上升原因复杂，涉及到地质、工程、地面等，或由多因素造成，或由单因素造成。油藏含水上升率是衡量一个油藏开发效果好坏的关键指标之一。有效控制油藏含水上升，需要对油藏变化认识明了，判断合理，提出适合该油藏的调整方案。经过数10年的经验积累，目前在对油藏含水变化判断过程中石油行业已有动态监测、经验公式、经典理论、数值模拟等各种解决方法，但仍有一些案例认识不清，判断困难。

近期研究结果表明，利用水性的变化可辅助分析开发过程中油藏的细微变化。水性的描述一般分两个方面，一方面是水的类型，另一方面是水中各种固体溶解性矿物 （TDS——total dissolved solid）的总量即总矿化度。笔者通过研究水性变化的特点，探讨其在油藏不同开发阶段的应用方法，并采用部分实例论证了该方法的实用性。

1 水化学性质分类及特征研究

研究表明，地下水的主要来源包括3部分［1］：大气渗入水、泥岩压实排水 （沉积埋藏水）和黏土矿物脱水，其他成因分布范围有限。其形成的主要因素有以下几种：①沉积时水体化学组分；②蒸发浓缩作用；③脱硫酸作用 （包括生物化学作用）；④阳离子交换吸附作用；⑤渗析作用；⑥水－岩相互作用；⑦混合作用。

各种固体溶解性矿物 （TDS）以离子形式溶解在地层水中，阳离子主要以Na＋、Mg2＋、Ca2＋为主，阴离子主要以HCO－3、Cl－、SO2－4为主，阴阳离子浓度的总和称之为总矿化度。其中Cl－一般不被植物及细菌所摄取，也不被黏土矿物吸附，溶解度大，不易沉淀析出，受氧化－还原作用的影响较小，是地层水中最稳定的离子，故将它作为一项参数来判断油藏的变化。

苏联学者苏林根据水中离子的毫克当量浓度 （meq／L）将其分为4种类型［2］。其中氯化镁（MgCl2）水型代表海洋环境下形成的水，一般多存在于油、气田内部；氯化钙 （CaCl2）水型代表深层封闭构造环境下形成的水，环境封闭性好，有利于油气聚集和保存，是含油气良好的标志；碳酸氢钠（NaHCO3）水型在油田中分布很广，它的出现也可作为含油良好的标志；硫酸钠 （Na2SO4）水型多为地表水，代表陆相、封闭性差的沉积环境，不利于油气保存。

地层水总矿化度高低变化在空间上具有明显特征。以辽河坳陷为例，如图1，纵向上自下而上矿化度逐渐降低，即层位老、埋藏深，则矿化度高；层位新、埋藏浅，则矿化度 低［3］。 深 层 水 矿 化 度 能 达 到8000mg／L以上；浅层水矿化度受地表影响很大，内陆仅500～800mg／L，而海上或近海区域受海水渗透影响可达到20000mg／L或更高。平面上的变化主要受构造控制比较明显，其封闭性决定水性及矿化度的分布。如兴隆台油田的水矿化度于构造轴部向翼部减低，并沿构造轴线方向即自南向北降低［4］。

图1 辽河坳陷矿化度变化与埋藏深度关系散点图

2 利用矿化度分布规律判断层间干扰现象

油藏从发现到投入生产再到废弃，要经历天然能量开发、二次采油以及三次采油等阶段。在不同阶段含水率高低会因油藏特点的不同而有差异，一些优质储层甚至较长时间不含水，而非优质储层则一定程度含水。采油单位受上产、增效等多因素影响，在分辨不清优质或非优质储层的条件下，多个储层、多个油藏同时射开大段合采具有普遍现象。这种大段合采中产水层与产油层之间的干扰而导致油井含水上升 （这在无统一油水界面的层状砂岩油藏中表现得尤其明显），给油藏的开发带来了很大麻烦。但因纵向上跨度达到几百米甚至上千米，包含多个组、段，各个层段矿化度的分布也有明显变化，这为利用其矿化度的变化来判断出水层位提供了有利条件，尤其是在天然能量开发阶段无注入水影响时判断更为准确。

以辽河坳陷茨榆坨油田构造带为例，从下至上分别发育Es3、Es1、Ed3、Ed1，油藏特点差别较大，Es3主要以冲积扇、湖底扇沉积为主，Es1以扇三角洲沉积为主，而Ed砂体连续性差，主要以泛滥平原沉积为主［2］。其矿化度也有明显变化，Es3矿化度最高，能达到4000mg／L以上，Es1矿化度2500～4000mg／L，Ed矿化度均在2500mg／L以下，其上部可小于2000mg／L，见表1。投产油井从Es3到Ed均有钻遇，多段合采的方式在初期一段时间内可达到较高产能，采油井见水后，可以利用各组矿化度差别辨别出水层位而采取堵水措施。

表1 辽河油田茨榆坨油区矿化度统计表

3 利用氯离子质量浓度变化判断储层动用状况

3.1 利用离子质量浓度淡化倍数判断储层水淹级别

在油藏注水开发过程中，储层水淹级别的判断一直是国内外研究人员重视的一项研究课题。黄福堂等人发现水洗程度增加后，储层岩心中氯化钠质量浓度明显下降［5］，认为是低矿化度的注入水长期冲刷淡化了高矿化度地层水的矿化度。根据现场注水实际情况，利用稀释前后溶质不变的原理，设地层水和注入水两者按一定的比例混合达到溶解平衡后氯离子质量浓度为C0，体积为V0（V0＝V1十V2），可推导出如下公式：

式中：V1为初期地层水的体积，m3；C1为初期地层水中氯离子的质量浓度，mg／L；V2为注入水的体积，m3；C2为注入水氯离子稀释后质量浓度，mg／L。

当C0－C2与C1－C0之比大小不等时，主要反映油田注水开发所处的不同时期，也就是地层水、注入水与混合水中氯离子质量浓度的关系，证明了随着注水开发不断深入，水淹程度与淡化倍数的关系。因氯离子较为稳定，根据岩心微量水中氯离子质量浓度变化范围，建立了氯离子质量浓度的淡化图版，计算氯离子质量浓度淡化倍数，来判断样品的水淹级别。

3.2 利用氯离子质量浓度变化判断未动用层是否启动

油田注水开发进入中后期，往往都进入高含水阶段，为提高开发效果，目前油田主要做法就是引入化学驱技术。化学驱增油主要有两个机理，一个启动未动用层的水驱波及体积系数，另一个是增加已动用层的驱油效率。但在实际增油分析过程中，区分出是哪种机理起作用比较困难，目前主要通过重质组分、密度以及黏度变化来判断［6］，通过研究发现，水性资料的变化可以甄别出具体增油机理。以辽河油田X16块化学驱为例，断块属于高孔高渗储层，空白水驱阶段水流优势通道已经形成，产出水为注入水，产出水矿化度即为注入水矿化度，氯离子质量浓度稳定分布在230mg／L左右，而地层水矿化度大约在350mg／L。X-A237井在实施化学驱后增油效果明显，其氯离子质量浓度明显有一个上升的过程，如图2。认为注入化学药剂后驱替出了未动用层中的流体，原始地层水与注入水混合后氯离子质量浓度升高，其见效机理主要是曾经未动用层得以启动，后利用密度及重质组分的资料验证了该结论。

储层中氯离子质量浓度稳定的特点不仅可以用在化学驱采油，在注水开发阶段判断注入水或边底水时也可以利用［7］。

图2 产出水中氯离子质量浓度变化柱状图

4 利用水型变化判断浅层套管技术状况

水性变化不但在油藏动态变化中可以充分利用，在判断井下技术状况时仍能发挥作用。油井套管发生破损是油藏采油速度下降的重要原因。套管发生严重破损如套变、错断等在下次作业时阻碍施工后能被发现，如果套管破损不严重 （如锈蚀、破裂等）在作业时不阻碍施工，但仍能与非目的层连通而进入地层水，而往往破损点不仅发生在生产井段内，在固井水泥返高未达到的浅层套管时也容易发生，但后者发生几率小，要准确判断更为困难。但如果从水性角度分析，便可发现更多有用信息。内陆地表水不仅矿化度很小，也就500～800mg／L，而且水型也发生了变化，油藏出水绝大多数是和油气伴生的NaHCO3型或者MgCl2型，而地表水多数是Na2SO4型；而沿海岸的地表水矿化度高，可超过20000mg／L或者更高，而水型亦有明显区别。

冷家堡油田X-60-40井在2007年1月含水突然上升，产出水矿化度大幅变化，由正常时5401mg／L上升至19555mg／L，水型由NaHCO3型变为CaCl2型；而该油田开采历史上油藏矿化度从未超过9000mg／L，水型为NaHCO3型。考虑到该油井在渤海湾入海口，产出水矿化度接近于海水矿化度，从而判断油井在浅层的套管可能破损，导致海水渗进井筒。按照该判断对套管实施修复后产量恢复。

5 结论与认识

1）地层水水性是油藏流体性质的固有属性，研究它不但对勘探评价阶段认识原油成藏机理有所帮助，而且对加强油藏开发动态研究也能提供依据。

2）油藏中氯离子分布较为稳定，利用它的变化不但可以判断储层水淹状况，还能判断开发过程中是否有未动用层启动，并能辅助判断水的来源。

3）在天然能量开发阶段利用水型变化可以准确判断井下套管技术状况是否损坏。

［1］楼章华，姚炎明，金爱民，等 .松辽盆地地下流体化学特征研究 ［J］.矿物学报，2002，22（4）：343～349.

［2］辽河油田石油地质志编辑委员会 .中国石油地质志 （卷三）：辽河油田 ［M］.北京：石油工业出版社，1993.210～217.

［3］郭建华，吴东胜，刘辰生 .辽河盆地大民屯凹陷油水变化规律与油气富集 ［J］.石油实验地质，2006，28（5），458～462.

［4］冷济高 .辽河西部凹陷地层水特征及其成因分析 ［J］.西南石油大学学报，2008，30（5）：58～64.

［5］袁庆峰，黄福堂，蒋宗乐 .注水开发油田储层水中氯离子的分析与变化特征研究 ［J］.大庆石油地质与开发，1988，3（7）：19～23.

［6］张爱美 .孤岛油田七区西南二元复合驱油先导试验效果及动态特点 ［J］.油气地质与采收率，2007，14（5）：66～71.

［7］张建荣 .油藏动态分析方法在滚动勘探开发中的应用 ［J］.石油天然气学报 （江汉石油学院学报），2006，28（3）：331～332.

［编辑］ 黄鹂

Application of Water Property Changes in Reservoir Development

YANG Can （Author' s Address：Research Institute of Exploration and Development，Liaohe Oilfield Company，PetroChina，Panjin124010，Liaoning，China）

Water-cut rising in reservoirs affected the effect of oilfield development，the reason could be analyzed by studying the water property changes.The study showed that the mutation water property in natural energy development period was mainly induced by water coming into wellbore of non-production interval，by which the condition of casing string setting could be judged.In secondary oil recovery，that was in the period of water-flooding development，the salinity changes could be used to judge if it was edge water immersion or coning of injected water and as well as prediction of water-out degree.At the stage of combining secondary oil recovery with tertiary oil recovery，the change of chloride ion can be used to judge whether there is a new stratum produced，analyze if the producing altitude is improved.

water property change；salinity；downhole casing strings；water-out degree；oil producing degree；reservoir development

TE32

A

1000-9752（2014）04-0117-04

2013-09-24

中国石油天然气集团公司重大科技专项 （2012E-3004）。

杨灿 （1978-），男，2002年西南石油大学毕业，工程师，现从事油田开发研究工作。