低渗透底水油藏油井见水类型及影响因素研究

金永辉 陈儒兵 李源流 高建文 曹宝格 肖玲

摘    要：边底水较发育的低渗透油藏受储层特征、人为开发政策和工程等因素影响，很难确定油藏的见水类型，导致油井见水后不能制定出针对性开发措施。以水驱原理、油藏地质特征为基础，以矿场监测资料为辅助，对油井见水前后的动态进行分析，判断油井见水类型及影响因素。研究认为，S区块延9油藏油井见水类型主要是地层水，次为注入水，油井见水类型不同，见水后采出水含盐量变化规律亦不同;受储层非均质性和注水井射孔段长度影响，油井见注入水后采出水的含盐量介于原始地层水含盐量和注入水含盐量之间;影响油井见水类型的主要因素有储层地质条件、开发政策和工程因素，并对不同见水类型油井提出不同的控制含水上升方法。该研究结果可为类似油藏合理开发政策的制定提供一定的决策依据。

关键词：见水类型;边底水;含水率;含盐量

低渗透油气藏具储量大、分布广特点，是我国现阶段与未来油气勘探开发的重要资源类型和领域。在低渗透油藏中，除边底水较活跃的油藏外，一般均需注水补充地层能量。水驱类型（天然水驱和人工注水）和注入水类型的多样性（清水和产出水）、储层地质条件的复杂性等使得判断油井见水类型较困难，很难提出有针对性的抑制含水上升的措施，导致油田开发效果较差。因此，对该类油藏油井见水类型的研究显得尤为重要。目前主要是对边底水不发育油藏的研究[1-3]，而对边底水较发育的油藏，如何准确判断油井见水类型对后期合理开发政策的制定和油田的长期稳产亦至关重要。

1  油藏概况

S区块延9油藏位于鄂尔多斯盆地西部天环凹陷的东部[4-5]，沉积微相属水上分流河道夹水上天然堤，水动力条件较强，垂向上具下粗上细间断性正韵律。储层砂体基本连片，构造对油水分布具明显控制作用。储层非均质性严重，储层孔隙度12.88%，渗透率7.6×10-3 μm2，属典型边底水较发育的低渗透油藏。该油藏边水主要来自油藏NE向、SW向和NW向，边水最大厚度13.9 m。底水在油藏内呈片状或土豆状，主要分布在油藏内西南方向、油藏中部及东北方向附近，底水厚度4～8 m。延9油藏主要含油层为延92油层，内层夹层不发育，底水多与油层直接接触。延92与延93间的隔层分布较稳定，厚度多在2 m以上，延93储层水体不会对油藏开发产生影响。

油藏于2012年投产，探明含油面积6.8 km2，探明石油储量276.0×104 t，采出程度5.97%。近年来，井区含水上升速度较快，水淹井数不断增多，含水率在80%以上的油井占总油井数的50.6%，产能损失严重。为此，需确定油井见水类型，归纳导致油井含水上升的因素，为后期合理政策的制定提供依据。

2  见水类型判断

S区块延9油藏有6口井注污水，26口井注淡水。注入淡水的矿化度为2.76 g/L，水型为碳酸氢钠型。注入污水的矿化度为95.25 g/L，水型为硫酸钠型。原始地层水矿化度为4.41～140.9 g/L，平均77.47 g/L，水型为氯化钙和氯化镁型。

2.1  见水类型确定原则

水湿油藏在注水初期，注入水主要沿储层大孔隙驱油，溶解储层表面的盐类并同高矿化度地层水发生离子交换，注入水被盐化。在水驱前缘及附近地层内，混合地层水的含盐量常接近于原始地层水的含盐量[3]。随着注水量的增大，注入水使油层内的原生水不断淡化，矿化度逐渐变小。因此，可利用产出水含盐量的变化直接确定开采层的水洗程度，判断油井见水类型和确定井下技术状况[6-7]。但在油藏底水部位注水和注入水类型复杂的情况下，这种理论不适合判断油井的见水类型。S区块延9油藏纵向上一般发育有油层、油水同层和水层。油井投产时，在油层顶部射开，注水井几乎在延9整个砂体段射开。由于水的重力及储层正韵律特点使注入水主要进入油层下部层段的油水层或水层，在补充地层能量的同时会加剧底水的锥进，导致油井水淹。另注入水与油水层内的水体或底水混合，由于注入量相对储层水体很小，油井见水后采出水的矿化度介于注入水和地层水矿化度之间，并不是接近注入水的矿化度（产出水含盐量和水质分析均已证实）。综上分析及动态监测结果，确定见水类型判断原则如下：①見注入淡水。油井见水前和刚见水时产出水的含盐量与地层水含盐量接近。随着含水率的增加，其含盐量逐渐降低，但其值高于注入淡水含盐量;②见注入污水。见水初期产出水的含盐量与地层水接近。随着含水率增加，产出水含盐量逐渐趋于稳定，其值低于或高于注入污水含盐量;③见地层水。边底水均为储层原始地层水，油井见地层水前后其含盐量变化不大，基本趋于稳定。

2.2  见水类型确定

据上述原则：

油藏有15口油井见注入淡水  油井见水后采出水含盐量变化主要有2种类型，即先上升后下降或逐渐下降。如，H03-8井对应注水井H03-7井和H03-9井均为注入淡水，2013年5月投产，2015年12月含水快速上升，见水后采出水含盐量先上升后迅速降低，见水初期（含水率为39%）含盐量为72.7 g/L，关井时含盐量为41.5 g/L（图1）。

油藏有9口油井见注入污水  见水后油井采出水含盐量的变化主要有3种类型，即见水后含盐量基本保持稳定、见水后含盐量先上升后趋于稳定和见水后含盐量先下降后趋于稳定。如，HP14井于2014年11月含水率快速上升，含水率为37%时含盐量为70.98 g/L，随着含水率上升其含盐量先上升后稳定在含盐量89.82 g/L附近（图2）。

油藏有33口油井见地层水  这类油井见水后，采出水的含盐量变化主要为3种类型，即见水后含盐量先上升后稳定、先下降后稳定和见水前后基本保持不变（H02-8井）。如，H02-8井见水后采出水含盐量始终在84.86 g/L上下波动（图3）。

3  油井见水影响因素分析

3.1  底水接触类型

据底水与油层间隔夹层厚度的大小和底水对油藏开发的影响程度，将底水接触类型划分A、B、C 3类[8]，S区块延9油藏A类油井有28口，B类油井有7口，C类油井有49口，3类油井投产后含水变化规律不同（图4）：

（1）A类油井油层与底水直接接触，油井投产后含水上升最快。其原因为油井投产后，原始压力平衡系统被打破，在井底周围首先形成压降漏斗，并逐渐向井筒远处延伸，导致井底处油层压力小于底水层压力，在这个压差作用下底水呈锥状向上推进。如油井产量大于临界产量，油井短时间内会爆性水淹。编制油藏开发方案时，需确定这类油井的临界产量，使其在低于临界产量下投产，开发过程中如油井含水快速上升，可采用压锥或打隔板方法抑制底水锥进。

（2）B类油井油层与底水间有薄夹层或泥岩，厚度小于2 m。这类井生产后，底水是否影响油井生产，与压裂规模有关。当油井压裂规模大时可能压穿夹层，油井投产后产量高于临界产量也会导致底水锥进。

（3）C类油井油层与底水间有稳定的泥岩隔夹层，厚度大于2 m。这类井生产后，隔夹层的存在阻止了底水的锥进，底水不会对油井产生影响，油井投产后含水上升与底水无关。

通过见水类型，确定A、B、C 3类油井中分别有15口、7口和11口油井已见水，其中见地层水的油井分别占该类见水油井的66.7%、14.3%和47.8%。C类中见地层水的油井均处于油藏边部，由边水内推作用引起，说明底水与油层接触关系是影响油井见水类型的重要因素。

3.2  储层非均质性影响

储层垂向上的正韵律特性使得储层非均质性严重，注水后开发矛盾增大，尤其是在注水井全层段射开条件下，正韵律储层越靠近底部，储层物性越好，注入水进入底部储层越多，水线推进速度越快。加上水的重力作用，使更多注入水进入储层下部，导致底水锥进和油井水淹。说明储层的正韵律特性和注水井的全层段射孔是导致油井水淹的一个非常重要因素。在正韵律储层内，注水井注水时建议在砂体顶部注水;在现有注水井条件下建议采用改善剖面的调驱技术调整吸水剖面。

3.3  构造影响

S区块延9油藏为典型构造-岩性油气藏，油井初始含水率与构造呈反相关性。受边水影响，构造低部位油井投产后，边水很快到达油井，油井见水。区内受边水影响的油井有12口，平均见水时间8个月，见水后主要呈突变型含水上升规律。为延缓边部油井见水，需对油井进行合理配产，一旦油井见水后将这些井转注，以抑制边水的内推。

3.4  套破对油井含水上升的影响

当油井套管破裂时，根据套破位置不同，因套破产生的水的矿化度可能高于或低于产层的采出水矿化度。油井动态上，油井井口压力下降，产液量猛增，含水迅速上升，采出水为非油层水和注入水。区块共有5口井产水为套破引起。如H2-7井，射孔段为2 126～2 128 m。2014年4月油井含水率突然上升，含盐量上升，产液量先小幅度增加后大幅度增加，动液面先缓慢上升，后迅速上升（图5）。经套损测试，2 146.17 m处存在穿孔，其动态符合套破特征。这类井治理时需结合油井实际情况选择隔水开采、套管补贴或油井侧钻等。

3.5  压裂规模对油井含水上升的影响

当夹层较薄时，油井压裂可能会压穿夹层，这样沟通了油层和底水，油井开采后引起底水锥进。如，H5-11井，射孔段为2 317～2 319 m，经3次加砂压裂，加砂量总计19 m3，射孔段油层与下部油水层间夹层厚1 m，底水厚4.7 m，对应水井H4-11井和H6-11井均注入淡水。油井投产后，含水率快速上升，含盐量测试证实为地层水，说明压裂时压穿夹层，引起底水锥进，导致含水快速上升。这类油井开发时，在准确认识隔夹层分布和底水分布的基础上，应做好压裂设计，严格控制施工过程。

3.6  井网的影响

S区块延9油藏以不规则的菱形反九点井网为主，实际井网密度为18.2口/km2，合理井网密度15.5口/km2。实际井网密度偏大，实际井距小于合理井距，导致油井過早见水。因此，在目前注采系统下，油井见水时间早，菱形反九点井网中边井水淹较严重。建议把边部高含井转注，调整菱形反九点井网为排状注水井网。

4  结论及建议

（1） S区块延9油藏油井见水类型主要是地层水，次为注入水。油井见水类型不同，见水后采出水含盐量变化规律也不同。受储层非均质性和注水井射孔段长度影响，油井见注入水后采出水的含盐量不是接近于注入水的含盐量，而是介于原始地层水含盐量和注入水含盐量之间。

（2） 影响S区块延9油藏油井见水类型主要因素是储层地质因素，如底水接触类型、油藏沉积特点和构造特征等，次为开发政策，如注入水类型和井网井距，最后是工程因素，如套破、压裂等。

（3） 对不同见水类型油井宜采取不同控制含水上升的方法：①正韵律特征明显，且注水井下部层段吸水量大的注水井进行调剖、调驱等改善水驱油流度比[9];②油层下部油水同层、含油水层等发育的油井建议论证油井产量，合理配产，避免底水锥进;③在菱形反九点井网边井水淹较严重的井组区域，将边井转注，适时进行排状注水;④对套破井，在剩余油饱和度较高的情况下进行侧钻;⑤对因压裂规模大压穿底水导致夹层导致底水锥进的油井进行封堵老缝压新缝。

（4） 对构造特征明显、边底较发育、具有明显正韵律特征的油藏注水开发时，应合理论证注水井的射孔段位置，定期监测油井见水前后采出水含盐量，正确判断油井见水类型。

参考文献

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Study on Water Breakthrough Types and Influencing Factors of Oil Wells in Low Permeability Reservoir with Bottom Water

Jin Yuanhui1，Cen Rubing1，Li Yuanliu1，Gao Jianwen2，Cao Baoge3，Xiao Ling4

（1.Hengshan Oil Production Plant， Yanchang Oilfield， Yulin， Shaanxi， 719100， China;2.Exploration and Development Research Institute of PetroChina Changqing Oilfield Company， Xi'an， Shaanxi 710018;3.Shaanxi Key Laboratory of Advanced Stimulation Technology for Oil & Gas Reservoirs in Xi’an Shiyou University， Petroleum Engineering Institute，Xi’an Shiyou University，Xi’an 710065，China;4. School of Earth Sciences and Engineering，

Xi’an Shiyou University，Xi’an 710065 China）

Abstract：  Low permeability reservoirs with relatively developed edge and bottom water are affected by reservoir characteristics， artificial development policies and engineering factors， so it is difficult to determine the water breakthrough type of the reservoir， resulting in the failure to formulate targeted development measures after water breakthrough of oil wells.Based on the principle of water flooding and the geological characteristics of oil reservoirs， and with the aid of field monitoring data， the dynamic analysis of oil wells before and after water breakthrough has been carried out， and the principles for judging water breakthrough types of oil wells have been obtained， the influencing factors of water breakthrough types in oil wells are analyzed.It is considered that the water breakthrough type of YAN9 oil reservoir in Block S is mainly formation water， followed by injection water， the water breakthrough type of oil well is different， and the salt content of produced water is different after water breakthrough;Due to the influence of reservoir heterogeneity and the length of perforation interval of injection wells， the salt content of produced water is between the original formation water salt content and injection water salt content.The main factors affecting water breakthrough types are reservoir geological conditions， development policies and engineering factors. Different methods to control water cut rise are proposed for different water breakthrough types of oil wells.The research results of this paper will provide some decision-making basis for the formulation of reasonable development policy of similar reservoirs.

Key words：  Water breakthrough type; Edge-bottom water; Water ratio; Salt content