低渗透复杂裂缝系统油藏见水原因及调整方法

张昌艳

（中国石油大庆油田公司勘探开发研究院，黑龙江大庆163712）

CYG 油田主体区块属低孔、低渗油藏，储层裂缝较发育，以近东西向条带状分布为主，与井排方向基本一致，同时发育近南北向剪切缝，裂缝长度分布在10～100 m，裂缝密度为0.14 条/m，裂缝平均渗透率在1 000 mD 以上，基质平均渗透率仅18 mD 左右[1-2]。受天然缝及人工缝影响，出现沿裂缝方向水线推进快、水井排方向油井见水早等问题，通过注采系统调整结合井组浅调及采油井堵水、周期注水等措施，改善了水驱效果，但同时措施调整引起地层应力场变化，导致水井排与油井排间原本闭合的天然缝开启[3]，加剧了储层非均质性，区块出现多向见水，注水无效循环严重，深调堵水效果差，提高波及效率有限，控水难度大等问题[4-11]。目前，CYG 油田主体区块主要以裂缝干扰型和层内剩余油为主，占60%以上。天然缝、人工缝及注水诱发动态缝组成的复杂裂缝系统是CYG 油田主体区块的主要开发目标。

本文以C45Z 区块为研究对象，通过分析单井见水特征及原因，明确该区块见水类型，提出针对性的调整措施。

1 见水规律分析

C45Z 区 块共 86 口 采油 井 。 2016-2020 年 共 开展61 口井矿化度监测，其中，注入水型为25 口，占总井数的41.7%，平均含水率达82.3%。该类型采油井主要位于裂缝带，井底水淹程度高，注水无效循环严重，平均见水时间为21 个月；复合型（注入水+地层水）占33.3%，主要分布在裂缝带或裂缝带侧向，含水率呈波动上升；地层水型占25.0%，见水较晚，含水率较低（见表1）。

表1 见水类型分析Table 1 Analysis of water breakthrough types

2 区块见水特征分析

图1 为不同井位采油井含水率、日产液变化曲线。

图1 不同井位采油井含水率、日产液变化Fig.1 Water cut and daily production fluid change in different well locations

由图1 可知，水井排方向采油井见水早，由于天然裂缝与井排方向一致，注入水沿着天然裂缝快速突进至水井排方向采油井井底，导致采油井投产31个月即见水，见水后含水率及日产液量快速上升，中后期经过多轮次浅调及堵水等措施，日产液量平稳下降，含水率上升速度得到控制。排间加密采油井投产见水较早，平均见水时间为34 个月，排间加密采油井投产较晚，注入水前缘已逼近投产井位，引起排间加密采油井见水较早，由于注采井距较小，导致排间加密采油井见水后含水率快速上升，产液量上升。油井排方向采油井见水晚，见水时间为74 个月，该方向采油井均采用压裂投产，且注采井距较大，导致投产初期采油井日产液量较高，见水时间较晚；在区块开发中后期，由于频繁开展调剖堵水、周期注水等措施，引起地层应力场发生了较大的变化，注采井间的天然裂缝随着应力场的变化发生动态性的开启、闭合，注入水沿着井间动态缝流向油井排方向采油井，导致该方向采油井见水后含水率平稳上升。

3 单井见水原因及表现特征分析

3.1 裂缝型

3.1.1 裂缝较发育造成采油井见水 10C102-68井位于水井排方向（见图2），与主裂缝方向一致，投产后水井排注入水沿裂缝突进，采油井见水早，含水率、产液量快速上升，产油量下降，注入水无效循环。该井投产后23 个月见水，1996 年2 月，该井含水率突升，6 个月内含水率由36.3%升至100%，日产液量由0.5 t 上升至7.9 t，堵水后日产液量由5.7 t降至1.3 t，含水率由84.4%降至3.1%（见图3）。主要表现特征：采油井见水较早；低含水率阶段上升至高含水率阶段周期短；含水率上升阶段，产液量大幅度上升，且上升速度快；连通注入井影响敏感。采油井堵水后，产液量、含水率大幅度下降，且下降速度快。

图2 10C102-68 井位示意Fig.2 Schematic diagram of well 10C102-68

图3 10C102-68 井生产曲线Fig.3 Production curve of well 10C102-68

3.1.2 措施压裂形成人工缝造成采油井见水 措施压裂后，提高了储层渗透性，注采井间驱替距离变小，加快了油井见水，且见水后注入水沿人工缝快速推进，采油井含水率、产液量明显上升。以10C103-Y61 井为例，该井与连通注水井井距分别为190、218 m，注采井距较小。1998 年实施压裂后缩小了驱替距离，导致油井压裂后6 个月见水，见水后注入水沿人工缝快速推进，采油井含水率、产液量明显上升，11 个月内含水率上升至79.1%，日产液量由3.3 t 上升至10.6 （t见图4）。主要表现特征：压裂前，采油井未见水，产液量较稳定，压裂后快速见水；见水后，含水率、产液量大幅度上升，由低含水率阶段上升至高含水率阶段周期短；含水率快速上升阶段，液面、压力上升。

图4 10C103-Y61 井生产曲线Fig.4 Production curve of well 10C103-Y61

3.1.3 注水诱发动态缝开启造成采油井见水 开发初期，油井排井底压力低，沿油井排方向天然裂缝闭合，由于注采结构调整等原因，导致地层应力场发生变化，注水诱发大尺寸动态缝开启，注入水沿着开启的动态缝流向采油井，形成水驱窜流通道，导致采油井含水率上升。以10C104-66 井为例，该井无水采油期为70 个月，含水率低值期达136 个月，与该井相邻的采油井于2002 年3 月转注，转注15 个月后，10C104-66 井含水率突升，该井含水率由5.5%上升至64.1%，日产油由5.2 t 下降至2.3 t，日产液量由5.5 t 上升至6.4 t（见图5）。主要表现特征：含水率低值期较长，开发某一时刻单井含水率突升，日产液量平稳或上升；由于频繁的注采系统调整、调剖堵水实施等，储层应力场不断变化，局部地区原本已开启的裂缝逐渐闭合或缝宽变小，沿该裂缝渗流的注入水量减少，水驱窜流程度减弱，导致采油井含水率及日产液量下降。

图5 10C104-66 井生产曲线Fig.5 Production curve of well 10C104-66

3.2 裂缝-基质型

天然裂缝较发育造成采油井见水。主力层中基质与天然裂缝交错发育，应力场变化引起小尺寸闭合缝开启，提高了储层渗透性，注入水在基质和裂缝中交错渗流，加快了注入水渗流速度，导致采油井含水率波动上升。以10C100-F60 井为例，该井含水率总体呈波动上升，不同阶段存在含水率与产液量同时突升的现象。2012 年12 月，该井含水率快速上升，6 个月内含水率由69.0%上升至98.0%，日产油由1.2 t 下降至0.2 t，日产液量由3.1 t 上升至11.4 t（见图6）。主要表现特征：整体上，含水率波动上升，日产液量呈梯形变化；受应力场变化影响，井间动态缝开启，某一阶段含水率、日产液量快速上升。

图6 10C100-F60 井生产曲线Fig.6 Production curve of well 10C100-F60

3.3 基质型

3.3.1 单井采出程度过高造成采油井见水 主力层物性较好，局部地区压力保持水平较高，注采关系较完善，部分单井产量、采出程度高，导致含水率上升。以10C96-60 井为例，该井储层物性较好，主力层多向连通比例较高（见图7），投产初期日产油量高，71 个月后见水，见水后含水率缓慢上升。截至 2019 年 12 月，该井累产油量 6.73 万 t，综合含水率39.7%（见图8）。主要表现：产油量、产液量高，含水率低值期长；注水受效后，产液量明显增加。

图7 10C96-60 井组主力层沉积相图Fig.7 Sedimentary facies diagram of main layer in well group 10C96-60

图8 10C96-60 井生产曲线Fig.8 Production curve of well 10C96-60

3.3.2 主力层水淹程度高造成采油井见水 采油井 10C99-CSY57 井于 2017 年投产，相邻 2 口注水井 10C98-56 和 10C98-58 分 别 于 1995 年 和 1988 年投产，2 口注水井投产时间较早，由于注采井距较小，注入水前缘已波及到采油井10C99-CSY57 投产井位，井底水洗程度高（见图9），导致采油井见水早或投产即见水（见图10）。主要表现特征：老井补孔后产液量上升，含水率上升；新井投产后即见水，产油量、产液量缓慢下降；周边注入井投产早，注入量大，且注采井距小。

图9 10C99-CSY57 井组含水分布（2017.7）Fig.9 Water cut distribution map of well group 10C99-CSY57 (July 2017)

图10 10C99-CSY57 井生产曲线Fig.10 Production curve of well 10C99-CSY57

3.3.3 油水同层发育造成采油井见水 10C98-49井有效厚度7.6 m，渗透率15 mD，发育油水同层厚度2.6 m，同层初始含水饱和度达到80%以上，导致采油井投产初期即见水，由于基质渗透性较差，注水效果差，见水后产液量快速下降，含水率上升缓慢（见图11）。主要表现特征：投产初期即见水，日产液量快速下降，含水率缓慢上升。

图11 10C98-49 井生产曲线Fig.11 Production curve of well 10C98-49

4 调整措施及效果分析

C45Z 区块发育天然缝、注水诱发动态缝及人工缝，加剧了区块水驱调整的难度，因此需要在强化地质认识基础上，根据各采油井见水类型及原因，结合当前单井动态特征，以井组为单位，采取分类调整[12-15]。

4.1 裂缝型调整对策及效果

针对裂缝型见水井组，以封堵裂缝、扩大波及体积为治理思路，以调剖+周期注水为主要治理手段，以采油井堵水为辅助调整方法。2020 年2 月至2021 年 3 月 ，筛 选 C45Z 区 块 6 个 井 组 进 行 3 个 轮 次深部调剖（1 个月/轮次）+周期注水（3 个月/轮次），实施采油井堵水11 井次，以中高分抗盐聚合物为调剖剂，以凝胶为封堵剂。与调整前相比，6 个井组平均单井日产液量由5.2 t 下降至3.6 t，平均单井日产油量由1.0 t 上升至1.1 t，平均单井含水率由80.8%下降至69.4%，井组控水效果明显。

4.2 基质-裂缝型调整对策及效果

针对基质-裂缝型见水井组，以提高裂缝渗流阻力，实现沿裂缝侧向驱替基质剩余油为调整思路，以深部调剖为主要调整方式。2020 年6 月至2021年3 月，筛选8 个井组开展聚合物微球调剖13 井次。与调整前相比，8 个井组平均单井日产液量由3.8 t下降至3.5 t，平均单井日产油量由1.4 t 上升至1.7 t，平均单井含水率由63.2%下降至51.4%，井组增油降水效果显著。

4.3 基质型调整对策及效果

针对基质型见水井组，以改善储层渗透性及注采关系为挖潜思路，以油水井对应压裂、油井重复压裂为主要挖潜方法，以微生物解堵、堵孔措施为辅。2020 年 3 月至 2021 年 3 月，筛选采出程度较低的井组开展油水井对应改造3 组，单井重复压裂2口，微生物解堵16 井次，油水同层堵孔1 井次。与措施前相比，措施井组平均单井日产液量由1.7 t 上升至2.9 t，平均单井日产油量由0.9 t 上升至1.5 t，平均单井含水率由47.1%上升至48.3%，含水率小幅度上升，增油效果明显。

通过分类调整，措施井组日产油量由3.3 t 上升至4.3 t，增加了1.0 t，措施井组含水率由69.1%下降至57.1%，阶段累计增油2 051.6 t，目前各项措施仍处于有效期，分类调整取得显著效果（见表2）。

表2 C45Z 区块措施井组生产情况Table 2 Production situation of measure well group in C45Z block

5 结 论

（1）根据C45Z 区块储层发育特征及动态表现，划分了采油井见水类型，分为裂缝型、基质-裂缝型、基质型三类；在此基础上，系统分析了不同见水类型采油井的见水原因，为措施调整夯实基础。

（2）初步形成了分类措施挖潜模式，发展了以调剖+周期注水为主的裂缝型井组治理技术，以聚合物微球深调为主的基质-裂缝型井组调整技术，以油水井对应压裂、油井重复压裂为主的基质型井组挖潜技术。

（3）通过对不同见水类型井组措施调整，井组日增油1.0 t，含水率下降了12.0%，阶段累计增油2 051.6 t，调整效果显著。