塔河碳酸盐岩油藏见水原因及治理措施综述

朱振龙，孙伊，杨洋，吴雪蓉

塔河碳酸盐岩油藏见水原因及治理措施综述

朱振龙，孙伊，杨洋，吴雪蓉

（长江大学，湖北 武汉 430100）

由于塔河碳酸盐岩油藏储层的特殊性和非均质性，导致油藏见水的原因多样复杂，每年因油井见水导致产量递减占总递减15%左右。根据水锥机理，结合见水原因分析和见水前异常信号，塔河油田确定单井合理产能、优化单井工作制度，配合各种抑水锥技术等治理对策，延长油井见水时间，提高油田产量。

碳酸盐岩油藏；水锥机理；见水原因；治理对策

塔河油田碳酸盐岩油藏开发过程中油井普遍出水，开发中面临的最突出的问题是如何防止和抑制底水锥进，底水锥进常常使油井过早见水、含水上升迅速、产量递减加快［1-8］。针对这一特殊类型碳酸盐岩油藏，研究者和现场工作者进行了诸多研究和实践来延缓油井见水时间，从而提高油田的产量，在广泛的文献调研基础上，从该类油藏的基本概况、水锥机理出发，总结分析其见水原因，并综合阐述其相应的治理对策。

1 油藏基本概况

1.1 地质特征

1.1.1 构造特征

塔河的构造运动在海西早期时期开始形成，在海西中、晚时期发育并定型。受海西晚期构造运动的影响，形成挤压披覆背斜［9］。

1.1.2 断裂特征

受构造作用影响，断裂多位于构造翼部，断裂的垂直断距小、断面较陡或近于直立，延伸短。断裂不仅会增强油藏间的流通能力，还会成为油水两层间的流通通道，决定了断裂不起分割封闭作用，而起垂向沟通作用，特别在断裂带、两组断裂的交叉带处往往是储集空间最发育的地带［10］。

1.2 储层特征

1.2.1 岩石特征

碳酸盐岩油藏中，石灰石的含量高，方解石含量一般占90%以上，岩石的孔隙度和渗透率高，岩石一般有较强的亲水性［11］。

1.2.2 储集体类型

碳酸盐岩油藏是经过多期构造与风化、岩溶作用共同作用下形成的。储集空间形态多样，储集体主要是溶蚀缝洞；基质储集空间以极少量的粒间溶孔和重结晶、白云化晶间孔为主［12-14］。

2 水锥机理

由于油藏储集空间具有形态多样、裂缝溶洞发育不均匀、空间分布随机性大等特点，油井见水具有突变性，见水后被动缩嘴，含水上升难以控制，在近井筒附近发生水窜，流通通道被水占据，导致水油比上升速度加快，最后油井全部水淹。受储层自身因素的影响，碳酸盐岩油藏油井呈现同时水淹或逐井水淹的特点。

2.1 底水锥进

当射开油层时，随着油井以一定产量生产，在近井底区域会发生油水界面呈锥形上升，这种现象叫作底水锥进［6］。

油藏在垂向上的渗透能力强，高度发育的孔隙导致油水层连通且没有致密的隔层。油井进行生产时，油藏原有的压力系统发生变化［3］，油水界面随着压力的变化而变化。油井生产会在井底产生压力降，在油井周围形成 “压降漏斗”，油水界面逐渐成圆锥状向抬升［3］；当油井生产形成压力降大于油水密度差引起的重力差时锥进发生。

2.2 见水前异常信号研究

通过现场180口井的数据统计，发现缝洞型油藏油井在见水前，压力、产量等生产指标都出现了异常现象［2］。

2.2.1 油（套）压力、产液量的异常变化

油井见水前驱替类型会由封闭弹性阶段向水驱阶段过渡。由于底水上侵补充了油藏亏损的能量，在相对稳定的工作条件下，油（套）压或产液量的生产指标信号会出现异常反映，最明显的是油（套）压、产液量异常波动信号（大部分表现为压力上升、产液上升）［1］。

2.2.2 油压与累产液关系

根据水锥机理和见水前异常信号分析，研究得出油压与累产液关系模式。碳酸盐岩油藏地层水向上锥进过程中油压变化主要分为４个时期：①未生产时期，体现出油藏压力到储集体边界前的压力变化特征；②成锥期，反映的是边底水的能量尚未充分补充的阶段，油压缓慢下降；③托锥期，反映的是边底水能量已开始补充；④突破期，反映的是底水突破井底附近时油压的波动，是见水前明显的异常反映，但一般油压变化幅度很小［2］。

3 油藏见水的影响因素

在相关地质研究和见水前异常信号研究的基础上，结合储集体的地质特点、类型以及能量等要素，根据李传亮老师的油井见水时间的计算公式［14］，总结出油井见水的原因如下。

3.1 地质因素

3.1.1 构造因素

构造位置高低是指其构造位置与油水界面的间距大小。两者距离越大，其见水时间相对于距离小的油井要晚［7］。

3.1.2 油层厚度

油层厚度是指油水界面到油层顶部的距离。油层厚度越大，底水锥进也相应会越困难。

3.1.3 油水关系

原油黏度通过影响流体的流度比来影响油井见水的情况。随着原油黏度的增大，油水流动性差异越大，底水越容易锥进，即原油黏度越大，油井见水时间越早［7］。

油井是否与水体直接沟通直接影响着油井的见水时间。油井与底水相连时比不相连时见水更快。

垂向水平渗透率比是指垂向渗透率与水平渗透率的比值，比值越小，说明流体在平面上的流动能力比纵向上的流动能力强［6］，因此底水在向上锥进过程中，会先在平面上扩散，底水向上锥进的能力差，导致水锥突破时间较晚，见水时间变长［11］。

油水密度差的影响：根据前面提到的水锥机理，发现水锥油水密度差越大底水锥进受重力的影响也越大，锥进越困难［3］。

3.1.4 油井隔层条件

隔层一般由泥、页岩或黏土成分较高的泥质粉砂岩等非渗透地层组成。油井隔层具有遮挡性，对底水锥进有一定的阻碍作用［7］。

隔层厚度越厚，底水向上锥进能力越弱，油井见水越慢。相反，隔层的厚度越薄，油井见水越快。

3.2 工程因素

3.2.1 避水高度

避水高度是指射孔底部到油水界面的距离，随避水高度的增加，井底与油水界面间的距离变长，油井见水时间延长，相反，油井见水时间会变短。

3.2.2 射孔打开程度

在油层厚度一定的情况下，油层的打开程度越大，相对应的射孔位置与油水界面间的距离也就越小，因此在相同情况下，射孔打开程度越大，见水越快。

3.2.3 酸压规模及强度

酸压规模：酸压主要是通过酸液对裂缝壁面或地层孔隙的溶解、溶蚀作用，以恢复或提高地层孔隙和裂缝的渗透性。酸压规模越大，则改造后裂缝的长度越长、裂缝宽度越大，裂缝的沟通作用越明显，油井见水的可能性越大［7］。

酸压强度：压力越高，地层与井底的压差越大，改造产生的裂缝数目越多。酸压强度越高，改造后产生的裂缝越多、裂缝宽度越大，地层水与储集体的连通通道变多，油井见水的可能性越大［7］。

3.2.4 固井质量

固井质量包括套管柱与水泥环两方面，固井质量的好坏反映套管和套管周围水泥及地层的胶结程度，固井质量差，说明套管与地层之间连通性好，地层中的水就容易进入井中，油井见水可能性大，相反，见水的可能性小［1,7］。

3.3 开发因素

在油田生产中生产压差、工作制度等措施造成油井底水锥进的现象在塔河油田油藏中很普遍［1］。

3.3.1 生产压差

在生产压差较小的工作条件下，油水界面在地层中会缓慢、大范围地向上托进，当向上锥进到达一定程度，地层水在井底附近小范围地向上锥进，水锥的形成大多是因为在油井投产初期生产压差过大导致的。

3.3.2 工作制度

工作制度调整次数越多，油井底部能量波动越明显，底水能量对底水锥进的影响越强，油井容易见水，反之，油井不易见水［7］。

4 治理对策

根据上述影响因素可以看出，地质和工程因素不易改变，可以通过改变油井的开发因素，改变油井的生产压差使油井的生产状态达到最佳，从而减小生产因素对底水锥进的影响，提高产量。

优化单井工作制度：对确定单井合理产能时，要充分考虑该井的地质因素、储集体发育情况、邻井的生产数据等，以便确定该井的合理产能。

塔河油田还采取了包括人工隔板技术、排水采油技术以及化学堵水技术等治理对策，延长油井见水时间，从而提高产量。

1）人工隔层法：根据隔层起防止底水锥进的作用，在储集体与油水界面间注入化学剂或水泥人为的制造出一个隔层，阻止底水向上锥进［3,5］。

2）排水采油法：原理是在井底部的油水界面，人为的创造出一个汇，在井底形成了垂向上的两汇，根据势的叠加原理，发现流体不会穿过分流线，相当于井筒底部设立了一个长度有限的封闭边界［4,5］。

3）化学堵水技术：现场一般使用丙烯酞胺与双丙烯酞胺这两种化学剂，两者在地层发生反应后会产生具有网状结构的高分子物质，将地层水变成高黏高弹性的水基高分子凝胶，从而降低地层水的流动性能，阻止底水锥进［5］。

5 结 论

1）碳酸盐岩油藏普遍非均质性强，储层缺失良好的隔夹层，同时储集体形状十分复杂，储集体一般为溶蚀缝洞，而基质部分不具有储油能力，油水关系复杂。

2）油水界面与井底间的生产压差是底水向上锥进的主要因素，油水界面与井底之间油、水的重力对底水向上锥进起阻碍作用，当油井生产形成压力降大于油水密度差引起的重力差时锥进发生。

3）油井突然见水是影响碳酸盐岩油藏开发的主要因素，油井见水不仅受油藏地质因素的影响，还受人为因素（工程因素、生产因素）的影响。

4）解决底水锥进问题的措施主要包括确定单井合理生产产能，优化单井工作制度，采用人工隔板技术、排水采油技术以及化学堵水技术等。

［1］苏鹏，陈东波，徐刚.塔河油田碳酸盐岩油藏高产井水锥探讨［J］. 长江大学学报，2014，11（14）：61-64.

［2］罗娟，鲁新便，巫波，等. 塔河油田缝洞型油藏高产油井见水预警评价技术［J］.石油勘探与开发，2013（4）：468-474.

［3］盛倩.底水稠油油藏控锥技术优化研究［D］.青岛：中国石油大学，2016.

［4］王福林.底水油藏底水锥进及人工隔层稳油控水机理研究［D］.大庆：大庆石油学院，2010.

［5］夏曦.底水油藏人工隔板优化决策研究［D］.青岛：中国石油大学，2018.

［6］蒋百召.井下油水分离技术在底水油藏中的应用研究［D］.青岛：中国石油大学，2007.

［7］王睿思.塔河油田缝洞型油蔵见水时间及含水变化规律预测［D］.成都：西南石油大学，2012.

［8］郭自强.碳酸盐岩缝洞型油藏水锥预测及控制研究［D］.青岛：中国石油大学，2009.

［9］赵文革.塔河油田碳酸盐岩缝洞油藏油水关系研究［D］.成都：成都理工大学，2006.

［10］向传刚.塔河油田6、7区奥陶系油藏油水关系研究［D］.成都：成都理工大学，2007.

［11］杨全疆.塔河油田4区油藏开发动态特征研究［D］.青岛：中国石油大学，2006.

［12］宋佳音.塔河10区北部奥陶系油藏油水关系研究［D］.成都：成都理工大学，2012.

［13］黄杰.缝洞型油藏高产井管理对策研究［D］.成都：成都理工大学，2008.

［14］李传亮，杨学锋。底水油藏的压锥效果分析［J］.大庆石油地质与开发，2006，25（5）：45-46

Summary of Causes of Water Breakthrough in Tahe Carbonate Reservoirs and Governance Measures

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（Yangtze University, Wuhan Hubei 430100, China）

Due to the particularity and heterogeneity of Tahe carbonate reservoir, the reasons for the water breakthrough in the reservoir are various and complex. The decline in production due to water breakthrough in the oil well accounts for about 15% of the total decline every year. According to the water cone mechanism, combined with the analysis of the water breakthrough and the abnormal signal before the water breakthrough, reasonable productivity of a single well in Tahe oilfield was determined, the single well working system was optimized, and various control measures were used to extend the water breakthrough time of the oil well and improve the oil field output.

Carbonate reservoir; Water cone mechanism; Causes of water breakthrough; Governance countermeasures

TE357.6

A

1004-0935（2022）04-0496-03

中石化海相油气藏开发重点实验室开放基金项目，顺北油气田酸蚀裂缝导流能力变化规律研究（项目编号：GSYKY-B09-33）。

2021-09-18

朱振龙（2000-），男，海南省万宁市人。