高探1井出水来源分析及稳产制度

巴忠臣，邱子刚，张宗斌，陈新宇，孔垂显，秦军

（中国石油 新疆油田分公司 勘探开发研究院，新疆 克拉玛依 834000）

高探1 井位于准噶尔盆地南缘冲断带四棵树凹陷，2018 年在高泉背斜上钻风险井高探1 井，2019 年1 月6 日，在下白垩统清水河组5 768～5 775 m 获高产工业油气流，日产油量为1 213 m3，日产气量为32.17×104m3，实现了准噶尔盆地南缘下组合油气勘探突破，刷新了中国陆上深层碎屑岩油藏单井日产量纪录[1-4]。

白垩系清水河组发育大型辫状河—辫状河三角洲沉积，地震波组呈强反射特征，同相轴连续性好，储集层平面分布稳定，以砂砾岩、粉砂岩及泥质粉砂岩为主，为中孔高渗储集层[5-6]。高探1 井区清水河组地层压力为133.2 MPa，饱和压力为30.2 MPa，压力系数为2.37，油层厚度为11.5 m，有效孔隙度为18%，试井解释渗透率为1 351 mD，属于超深层、异常高压挥发性构造砂岩油藏，弹性能量充足。地面原油密度为0.812 7 g/cm3，50 ℃地面原油黏度为2.220 mPa·s，含蜡量为7.16%，胶质含量为5.04%，沥青质含量为3.49%。地层原油密度为0.699 2 g/cm3，地层原油黏度为0.233 mPa·s，溶解气油比为257 m3/m3，为挥发油[7]。

高 探1 井2019 年7 月31 日 至2019 年8 月2 日 开展了第二次系统试产[8-10]，系统试产前已累计产油4.6×104t，生产制度由7 mm 油嘴逐级调试到41 mm 油嘴。21 mm 油嘴达到极限产量，折算日产油量为1 270 m3，日产气量为37.60×104m3，日产油气当量为1 629 m3。随油嘴增大，油井见水，含水率由7 mm 油嘴生产时的0.13%上升至25 mm 油嘴生产时的15.70%，41 mm 油嘴生产时，含水率达到最高值18.17%。

高探1 井初期试油试采均未见水，第二次系统试产后出水，出水来源、出水机理和含水变化规律均不明确，高探1 井持续稳产难度大。通过井筒模拟、动态分析、油藏数值模拟等技术，开展出水原因分析，明确出水来源及出水机理，制定合理的工作制度，实现高探1井含水率下降和持续稳产。

1 出水来源和机理

1.1 渗流通道和出水来源可能性评价

（1）渗流通道评价 第二次系统试产出砂监测显示，21 mm 油嘴生产压差为61.6 MPa，已监测到出砂信号；25 mm 油嘴出砂信号明显增强，出现砂石颗粒，油嘴被冲蚀；41 mm 油嘴出砂信号峰值和基值加大，并出现砾石。地层出砂主要为砾石、粉—细砂岩、黏土、水泥块（图1）。出砂监测分析结果表明，近井地层骨架已发生改变。

图1 高探1井系统试产出砂样品化验分析Fig.1.Laboratory analysis of sand samples from the production test in Well Gaotan⁃1

根据高探1井管壁固井质量评价结果，5 610 m以深固井水泥充填胶结差，射孔段固井质量差，井口产出物有水泥块，说明井壁也已发生改变。

虽然清水河组底部低渗含砾砂岩段未射开，但在调大油嘴试产过程中，近井筒及含砾低渗储集层已经产生不同程度的改变，形成高速渗流通道，为出水提供了流动通道。

（2）出水来源可能性评价 对射孔段及上、下邻层进行分析，找出可能的出水来源。由于高探1 井无出油段化验分析、岩电参数等资料，借鉴石南31 井区清水河组油藏解释模型，将高探1 井储集层划分为3 类：Ⅰ类储集层（5 767.5—5 770.0 m），渗透率为1 280.0 mD，含油饱和度为62%，Ⅱ类储集层（5 770.0—5 775.1 m），渗透率为524.0 mD，含油饱和度为57%，Ⅰ类和Ⅱ类储集层为中孔高渗储集层，均解释为油层；Ⅲ类储集层（5 776.2—5 779.0 m），渗透率为63.7 mD，含油饱和度为47%，为中孔中渗储集层，解释为油水同层；在Ⅱ类和Ⅲ类储集层间发育一套厚度为1.1 m的泥岩夹层。高探1 井射孔段为Ⅰ类和Ⅱ类储集层，油水同层段未射孔（图2）。

钻井过程显示上部呼图壁河组钻遇高压水层，测井曲线显示下部头屯河组含油但物性相对较差。因此，将产出水的可能来源分为5 种：上部高压水层、清水河组束缚水、边水、头屯河组出水和清水河组底部差储集层出水。

1.2 出水来源分析

根据动静态资料，采用动态分析、数值模拟、油藏工程等方法对上述5 种可能的出水来源逐一开展分析，排查出水可能，明确出水来源。

（1）上部高压水层 由于试采阶段无流压监测，井筒沿程压力难以预测，采用PIPESIM 软件建立考虑井筒脱气的两相流动模型，拟合前期流压，在采油指数为30 m³/（d·MPa）、气液比为326 m³/m³、泡点压力为30.2 MPa 的条件下，预测不同油嘴直径下的流压、日产液量等参数。模型预测3 mm 油嘴时井底流压为129.0 MPa，高于上覆水层压力124.4 MPa，水无法流动至井底，同时油嘴由7 mm 逐级回调时，3 mm油嘴阶段累计产水35 m3，大于井筒蓄水量26 m3，出水来源不可能是上部高压水层。

（2）清水河组束缚水 产量不稳定分析技术（Blasingame图版、流动物质平衡曲线等）可有效识别见水特征[11-13]。根据地质、测井和试油试采资料，建立高探1井产量不稳定分析模型，分析其水侵变化规律。

从高探1井Blasingame 图版[14]（图3）可以看出，在不同的无因次井筒半径下，2019 年4 月开始，规整化日产量（目前日产量与目前生产压差的比值）和规整化日产量积分导数实际数据点明显偏离了理论曲线，有拱包上翘特征，说明存在外来能量供给，此时处于水侵初期阶段。随着生产的持续，后期数据点完全偏离理论曲线，表明水体已侵入储集层，高探1 井进入见水期。

从高探1 井流动物质平衡曲线（图4）可以看出，规整化日产油量和规整化累计产油量在生产初期基本上呈线性关系，但在后期生产数据点出现明显的上翘，也表明储集层有能量补充。

异常高压储集层覆压实验表明，随驱替压力梯度增加，可动用束缚水小于1.60%，不足以支撑含水率最高上升至18.17%，因此，出水来源可排除清水河组束缚水。

图2 高探1井清水河组测井综合解释成果Fig.2.Comprehensive logging interpretation results of Qingshuihe formation in Well Gaotan⁃1

图3 高探1井Blasingame图版Fig.3.Blasingame curves of Well Gaotan⁃1

图4 高探1井流动物质平衡曲线Fig.4.Flowing material balance curve of Well Gaotan⁃1

（3）边水 基于目前认识的油水界面，根据测井、地震、流体测试等资料建立三维地质模型，根据地层原油物性分析实验结果及生产动态资料，建立22 个拟组分的挥发性油藏数值模型[15-16]。在油藏数值模型中添加边水[17-18]，实际油压、日产液量拟合较好的条件下，无论边水规模多大，模型计算含水率均为0，与实际含水率18.17%不符。采用大生产压差（大于60.0 MPa）模拟生产，含水率上升至18.17%至少需要17 d；而逐步降低生产压差，模拟含水率仍处于上升趋势，与实际含水率逐步下降不匹配，利用该方法可排除边水。

（4）头屯河组出水 高探1 井于头屯河组完钻，头屯河组流体可能沿管壁或层间窜流至清水河组。油藏数值模型设置头屯河组出水[19]，油压、日产液量拟合较好时，无论设置的水体规模多大，调整工作制度后含水率均不会下降，与实际生产情况不符。周边井西湖1井头屯河组压裂后日产水量约55 m3，小于高探1 井未经改造时的最大日产水量180 m3，因此排除头屯河组出水。

（5）清水河组底部差储集层出水 从清水河组油藏数值模拟结果来看，如果只打开实际射孔段，含水率拟合较差，若射开底部差储集层，含水率拟合较好。进行第二次系统试产前，7 mm 油嘴生产压差为21.0 MPa条件下，底部差储集层未启动（图5a），21 mm油嘴生产压差为61.6 MPa条件下，底部差储集层已动用（图5b）。

图5 高探1井清水河组底部差储集层含油饱和度分布Fig.5.Oil saturation distribution of the poor reservoir at the bottom of Qingshuihe formation in Well Gaotan⁃1

已开发油藏石南21 井区生产测试也表明，更高的生产压差可以逐步启动差储集层。差储集层的启动压差与渗透率呈指数关系，当生产压差大于启动压差后，不同渗透率级别的油层可以逐步驱动。因此，可以确定清水河组底部差储集层出水为出水来源的可能性最大。

1.3 出水机理

5 种出水来源中清水河组底部差储集层出水可能性最大，出水机理为：第二次系统试产阶段油嘴逐级调大，大生产压差、高流速改变了井筒及其周缘的渗流条件，形成差储集层流动通道并逐步启动差储集层，表现为高渗透层和低渗透层耦合动用特征（图6），导致高探1井出水。

图6 高探1井清水河组底部差储集层出水机理示意图Fig.6.Schematic water breakthrough mechanism of the poor reservoir at the bottom of Qingshuihe formation in Well Gaotan⁃1

2 稳产制度

根据出水来源及出水机理，科学合理制定稳产制度。现场通过开展稳定试井，从2 mm 油嘴开始逐级上调油嘴至7 mm，结合油藏数值模拟，对比高探1 井不同制度下的油压、含水率、日产液量、日产油量等指标变化规律（表1）。2 mm 油嘴条件下，油压基本稳定，含水率未上升，但日产油量相对较低；7 mm 油嘴条件下，油压下降较为明显，含水率出现波动上升，日产油量随之不断下降；当采用4 mm 油嘴时，弹性产率达到最大值，压降速度及含水上升率出现拐点，综合确定4 mm油嘴为合理稳产制度。

表1 高探1井系统试井不同制度下的生产指标Table 1.Production indexes tested under different working systems in Well Gaotan⁃1

高探1 井见水后长期采用4 mm 油嘴控制压差生产，通过持续跟踪监测该井压力、含水率波动情况，实时开展压降速度、含水上升率等指标评价，平均日产油量稳定在180 m3左右，平均压降速度为0.08 MPa/d，取得了良好的生产效果。

经过合理稳产制度研究，高探1 井实现了含水率下降并稳定，日产油量持续百吨稳产，为后续井试油、试采及动态资料录取提供经验。

3 结论

（1）在动静态资料较少的前提下，综合运用井筒模拟、动态分析、油藏数值模拟等技术，系统分析总结了高探1 井5 种出水来源，并逐步确定出水来源为清水河组底部差储集层。

（2）通过地质动态综合研究及现场调控，明确了出水机理为第二次系统试产阶段大生产压差、高流速生产，井筒及其周缘的渗流条件改变，形成渗流通道并启动差储集层，导致油井见水。

（3）根据出水机理制定合理的稳产制度，采用4 mm油嘴控制压差生产，实现高探1井含水率下降并稳定和日产油量百吨持续稳产，对准噶尔盆地南缘后续投产井合理制度确定提供指导意义。