华庆地区侏罗系油藏见水主控因素研究—以F油藏为例

2020-03-18韩雪亮林瑶长庆油田分公司第十采油厂甘肃庆阳745100

化工管理 2020年5期

韩雪亮林瑶（长庆油田分公司第十采油厂，甘肃庆阳745100）

1 地质概况

F油藏为一套湖泊～河流及沼泽相沉积，储层砂体为三角洲平原分流河道砂体、三角洲前缘水下河道砂体、河口坝砂体、河道砂体。储层岩性为厚层块状含砾中-粗砂岩，交错层理发育，夹薄层泥岩，该井区平均孔隙度为15.2%，平均渗透率为10.5mD，整体属中孔低渗储层；地层原油密度0.806g/cm3，地层原油粘度4.68mpa·s，地面原油粘度5.32mpa·s；原始地层压力13.7MPa，饱和压力0.60 MPa，气油比4.9m3/t；储层为无～弱盐敏、无～中等酸敏、无～弱速敏、无～弱水敏、弱碱敏。

F油藏主要受构造控制，边底水较发育，属天然弹性水压驱动油藏；按照油层与底水接触分为西北部层状油藏及东南部底水油藏。西北部平均砂体厚度16.5m，平均油层厚度10.6m，底水不发育；东南部砂体厚度较大，平均砂体厚度38.6m，平均油层厚度10.2m，平均底水厚度28.4m，油层厚度与底水厚度之比为1：2.8。

2 含水上升主控因素分析

F 油藏2015 年投入开发, 正常生产井67 口，其中油井53口，水井14口。近年出现18口含水上升井，均为见地层水含水上升。平均含水由15.0↑59.9%（其中含水上升超过50%的9口，占上升总井数的50.0%），日产油量55.9↓16.4t/d，日均影响油量39.5t，油井含水上升导致油藏递减快，稳产难度增大。

2.1 储层构造

通过对F 油藏2019 年-2015 年含水对比（图2-1），发现投产初期，高含水井零星分布，主要位于油藏构造低部位。至2019年，油井含水上升呈连片状分布，由构造高部位→构造低部位，油井含水分布由低→高，构造对油井含水控制明显,随着油藏开发和油水界面上升，构造低部位油井优先见水。

2.2 底水厚度

18 口含水上升井中，15 口与底水直接接触，2 口存在0.9m夹层，1口存在5.7m隔层，平均底水厚度32.0m。

通过底水发育情况分析,底水厚度越厚，油井含水上升幅度越大，最终含水越高。当底水厚度超过25m 时，油井含水有较大上升风险，且上升后最终含水大于40%，底水不发育区，油井含水稳定。底水越厚，油井地层能量越充足，容易造成底水快速锥进，造成油井含水上升。与底水直接接触含水上升井占含水上升总井数的83.3%，可见，当隔夹层存在时，能有效抑制底水抬升。（图2-2）

图2-1 F油藏2015年-2019年含水对比图

图2-2 F油藏底水发育情况

图2-3 与底水直接接触井采液强度统计图

2.3 采液强度及生产压差

通过对采液强度及生产压差研究发现，F 油藏油井含水上升表现出生产压差越大，油井含水越易上升；采液强度越大,油井低含水生产时间越短,见水越快。油层与底水直接接触井含水上升受采液强度及生产压差影响明显。

通过对统计，当采液强度高于0.5m3/(d.m)时,油井含水上升风险较大（图2-3）。对含水上升井采液强度与见水周期对比，采液强度与油井见水周期具有良好的相关性，采液强度越高，油井见水周期越短。当采液强度高于0.5m3/(d.m)时，低含水生产时间在100-500 天之间（平均258 天），当油井采液强度低于0.5m3/(d.m)时，低含水生产时间在700-1600 天之间（平均1099天）。

生产压差越大，油井越易见水，且生产压差与底水厚度有一定关系，当底水厚度大于25m 时，油井生产压差超过5.5MPa即见水，当底水厚度低于25m 时，油井生产压差超过6.5MPa 易见水。（图2-4）

通过对比分析，对与底水直接接触井7 口井应进行调整。其中4 口井控制生产压差，1 口井控制采液强度，1 口井可以放大生产参数，2口井因地层堵塞生产压差偏大实施解堵措施。

2.4 套破

部分侏罗系油井存在套管腐蚀穿孔现象，造成套破段地层水倒灌，油井含水上升。如F42-16 井投产初期日产液1.54m3，日产油1.17t，含水9.4%。2017 年2 月为提高产量实施压裂措施。压裂后液量、液面上升，含水较高，化验油井含盐21451mg/l,水型NaHCO3，表现明显见地层水特征。2019 年11 月实施四十臂井径+磁成像测井后显示射孔段上部存在腐蚀穿孔现象，分析认为高含水主要受套破影响,对该井实施隔采后液量、含水、含盐均下降。（图2-5）