伊拉克孔隙型碳酸盐岩油藏产水特征及控水对策

2015-12-04赫恩杰卢立泽振华石油控股有限公司北京100031

长江大学学报(自科版) 2015年20期

关键词：底水产水油层

赫恩杰，卢立泽（振华石油控股有限公司，北京100031）

臧克一（成都北方石油勘探开发技术有限公司，四川成都610051）

武新民（绿洲石油有限责任公司，北京100011）

蒋利平，孙照磊，黄凯（成都北方石油勘探开发技术有限公司，四川成都610051）

1 油藏概况

伊拉克AH油田位于伊拉克南部KUT镇，距巴格达东南180km。构造上处于美索不达米亚盆地底格里斯亚带的南部，为一平缓的长轴背斜。开发目的层为中下白垩统的Khasib油层、Mishrif油层、Rumaila油层和Mauddud油层，油藏埋深2600～3100m，原油性质为中质原油，地层水为CaCl2型，整体上为一个以孔隙型为主，局部发育缝洞的碳酸盐岩油藏，地质储量较大。

AH油田纵向上发育7个油藏，分上、下2套层系。其中主力油藏是上部层系的Khasib油层的第2小层（Kh2），全区均有发育；下部层系仅在AD－1井区发育，储层岩性为灰岩，储集空间以孔隙型为主，伴有溶蚀孔缝，局部发育塌陷溶洞，为中高孔、中低渗储层。油藏为构造－岩性层状边水和构造块状底水油藏，油水关系比较复杂。

2 产水类型特征曲线识别方法

Randy［1］于1977年在底水锥进研究中开始系统利用产水类型特征曲线预测水油比。水油比是生产井日产水量和日产油量的比值（Rwor），产水类型特征曲线是水油比及水油比导数（R′wor）随生产时间的变化曲线。不同产水类型的Rwor和R′wor与生产时间的双对数曲线呈现不同形态特征，利用该特征能够迅速识别产水类型。

Chan［2］基于数值模拟系统研究产水诊断曲线，通过对油井实际生产历史数据进行拟合，划分不同的油井产水类型，发现了水（气）锥与高渗通道见水特征曲线形态存在明显区别，并建立了底水锥进、高渗通道和贼层水窜等典型的产水特征曲线图版。Yang［3］基于解析模型和数值模拟建立了层状油藏Rwor特征系列曲线图版。Majid［4］运用Rwor曲线诊断了水平井产水特征。

Rwor曲线诊断方法已在国外多个油田进行了现场应用，主要用于快速诊断油井见水原因，但较少涉及储层特征和类型的识别。国内主要在塔河油田有所应用，塔河碳酸盐岩油田储集体有溶洞型、裂缝型、裂缝－溶洞型、溶洞－裂缝型和缝孔型等。生产曲线形态定性地表征油井见水快慢，将油井划分为缓慢出水型、含水突发上升型和间歇出水型等［5～7］，在储层特征方面与伊拉克AH油田这种以孔隙型为主，局部发育缝洞的碳酸盐岩油藏存在明显区别。笔者在利用原有油井产水类型识别图版与储层特征类型联系的同时，将直井产水特征识别扩展到水平井注采井网产水类型识别上，细化了产水特征曲线类型（图1～6），扩大了特征曲线的应用范围，延伸了特征曲线对油藏地质特征的认识。

图1 正常底水锥进型Rwor特征曲线

图2 底水过渡带推进型Rwor特征曲线

图3 层状弱底水推进型Rwor特征曲线

图4 近井缝洞水突进型Rwor特征曲线

图5 注水多通道推进型Rwor特征曲线

图6 注水缝穴漏失型Rwor特征曲线

3 孔隙型碳酸盐岩油藏产水类型

利用油井产水类型特征曲线，结合地质、测井及动态分析等多种方法，对AH油田所有油井进行产水类型识别，共识别出6种典型的产水类型特征曲线，并对应认识了不同的储层特征。

1）正常底水锥进型该类型具典型的底水油藏特征（图7）。在油井生产过程中，受油井避射距离和生产压差控制等因素影响，在一定的时间内会出现底水锥进，造成油井含水率上升，产油量下降，特别是避射距离过小或生产压差过大都会造成底水的快速锥进，严重影响油井产量。该类型的Rwor特征曲线初期较低，随生产时间的变化呈快速上升趋势（图8），但R′wor特征曲线随生产时间的变化呈缓慢递减的趋势，反映出油井在生产过程中持续得到底水水体能量的补充。

2）底水过渡带推进型该类型在油层底部发育一定厚度的油水过渡带。受储层非均质性及毛细管力作用的双重影响，油水过渡带在纵向上和平面上呈非均匀分布，造成与测井解释的油水界面存在差异（图7）。当油井的射孔段接近或低于油水过渡带时，开井即见水，且含水率上升速度加快。该类型的Rwor特征曲线初期较高且保持稳定，产水原因主要为过渡带水锥进，一段时间后曲线开始快速上升，R′wor特征曲线也开始出现上升趋势。此时的特征曲线形态接近正常底水锥进型，产水原因主要为底水锥进（图9）。反映出油井在产水过程中持续得到底水水体能量的补充，且具备充足的底水水体供应。

图7 不同类型储层产水类型特征响应剖面示意图

图8 AD－1井Rwor特征曲线

图9 AD4－12－4H井Rwor特征曲线

3）层状弱底水推进型该类型是在油层的下部发育一些较为致密的储层（图7），在成岩过程中有部分水体赋存在这种致密的储层中，正常情况下不具备流动能力。由于碳酸盐岩储层中发育一定程度的缝穴，在局部起到了连通底水的作用，在油井生产过程中，储层中的赋存水就会进入到井筒中。但是该类储层渗透率较低，渗流能力相对较弱，且储层中的水体大小有限，不能持续提供水体能量供应，因此油井表现出含水较低且长时间平稳的特征。该类型的Rwor特征曲线随生产时间变化非常平缓（图10），但是R′wor特征曲线随生产时间变化呈快速下降趋势，反映出油井在产水过程中有少量水体进入井筒，但是水体能量较弱，不能提供持续的底水能量补充。

4）近井缝洞水突进型该类型的油井较少，出现在部分措施井（图7）。在井筒附近发育一定程度的缝洞，在正常生产过程中，油井并不见水，但是由于换层或酸化措施后，沟通了部分高渗通道，造成油井含水率的快速上升。该类型的Rwor特征曲线早期比较稳定（图11），在措施实施后突然急剧上升，同时R′wor特征曲线由向下变为急剧上升，表现出沟通了高渗通道，水体沿高渗通道急剧突进的特征。

图10 AD4－8－4H井Rwor特征曲线

图11 ADM4－1井Rwor特征曲线

5）注水多通道推进型该类型主要出现在注水井组中（图7）。由于Kh2上部的砂屑段溶蚀作用较强，平面渗透率（Kh）和垂向渗透率（Kv）远高于其他层段，较高的垂向渗透率与平面渗透率比值（Kv／Kh）造成注入水容易往砂屑灰岩段推进，沿高渗条带突破到生产井。该类型的Rwor特征曲线早期比较稳定（图12），当注入水突破后，Rwor及R′wor特征曲线呈现台阶状上升的突变，反映出注采井间由于注入水突破造成产水量压力的波动变化。

6）注水缝穴漏失型该类型主要出现在Kh2靠近塌陷溶洞的注水井组中（图7）。在Kh2局部发育一定规模的塌陷溶洞，塌陷溶洞周边存在一定程度由于塌陷和溶蚀作用造成的裂缝，注入水容易沿这些高深通道漏失到缝穴中，生产井同时受到注入水及缝穴沟通的地层水双重作用影响。该类型的Rwor特征曲线急剧向上突变（图13），而R′wor特征曲线变化较为平缓，反映出注入水沿高渗通道持续稳定漏失到缝穴中，部分注入水与地层水同时作用，地层水矿化度下降幅度较缓。

图12 AD2－7－4H井Rwor特征曲线

图13 AD2－9－2H井Rwor特征曲线

4 不同产水类型的控水对策

在识别出的6种产水特征类型中，以层状弱底水推进、正常底水锥进等类型为主，反映出储层整体上是基质孔隙型，储集空间以溶蚀孔道为主，但部分油井也表现出注水多通道推进型和注水缝穴漏失型（主要出现在注采井组）、近井缝洞水突进型（主要出现在措施井）等，表明储层在局部上发育一定程度的缝洞，增强了储层的非均质性。通过产水类型特征曲线识别，对相应的储层特征认识更加深刻，从而有针对性地制定稳油控水对策。

正常底水锥进和底水过渡带推进是底水能量充足造成的，主要差别在于过渡带含水饱和度高，且射开后可动水即流动，共同特征是油层厚度薄、油井避射距离不足和生产压差控制不好，加快了底水锥进的速度。数值模拟研究表明，在Rumaila油层1小层采用直井天然能量开发，当油层厚度小于2m后，油井含水上升趋势明显增大，几乎没有无水采油期，因此当油层厚度小于2m后，不建议用直井开发（图14）；油井的见水速度和含水上升率随射开程度增加而变大，当射开程度大于40%后，油井快速见水，且含水率迅速上升，因此油井射开程度应小于40%（图15）；生产压差对油井含水变化的影响也比较明显，当生产压差大于4MPa后，油井见水速度和含水上升率快速增加，因此在油井生产过程中要保持合理的生产压差（图16）。

图14 含水率与油层厚度关系曲线

图15 含水率与油井射开程度关系曲线

弱底水见水来源主要是油层底部致密储层中的赋存水，由于水体区域储层相对致密，且水体能量有限，因此对油井正常生产或转注水开发的影响不大。Mauddud油层1小层的ADR5－8井于2012年10月投产，初期日产液515桶，日产油465桶，开井即见水，初期含水率近10%。经过近2年时间，日产液、日产油、含水率均保持稳定，目前含水率维持在10%。对于该类型油井，可暂时不采取控水措施。

Kh2基质注水先导试验表现为多通道特征，由于Kh2上部的砂屑灰岩段溶蚀作用强，较高的Kv／Kh造成注入水容易往砂屑段推进，而下部层段溶蚀作用弱，为中低渗储层，水驱程度低，剩余油分布较多。Kh2的AD2－231H井于2011年6月投产，初期日产液1989桶，初期日产油1985桶，几乎不含水。2012年8月该井组转入注水开发，5个月后含水发生突变，呈迅速上升趋势，产出水矿化度分析为注入水，目前含水率70%。对于该类型的水平井注采井组，可进行个性化注采参数优化，优选注水时机、注入压力、注入强度和注入速度等参数，减缓注入水沿高渗通道推进速度，也可以通过化学调剖改善井段吸水剖面，或采用径向射流等新工艺改造储层，最大限度地提高注水波及体积，提高储量的动用程度。

近井缝洞水突进和注水缝穴漏失表现为生产井含水率发生突变，且在水平井注水时容易导致注入水沿缝穴漏失，会对油井正常生产造成极大的影响。对近井缝洞水突进型油井可以通过产液剖面测试等手段落实见水层段，通过机械堵水或化学堵水等措施封堵出水的高渗通道，降低油井的含水率，使油井恢复正常生产；对注水缝穴漏失型油井可以根据缝穴的发育程度及空间展布位置进行井网优化调整，改用直井注采井网开发，灵活调整直井注采井段，减少注水缝穴漏失的发生（图17）。

不同产水类型对应的储层特征及控水对策见表1。