宣思来 （大庆油田有限责任公司第七采油厂）

葡南扩边井含水变化特点及治理对策

宣思来 （大庆油田有限责任公司第七采油厂）

葡南油田开发井网边部共部署七批扩边井。目前,这些扩边井油水关系复杂含水上升较快，注水开发效果逐渐变差。通过对扩边井开发效果进行分析，总结其生产规律和含水变化特点，指出含水上升快是扩边区目前存在的主要问题。并从影响葡南油田扩边井含水主要因素进行详细分析，得出油水井比例不合理、油层平面矛盾和层间矛盾大是影响扩边区含水上升，产能下降较快的主要原因。针对这一情况提出了控含水治理对策，有效改善水驱开发效果，控制含水上升速度，起到增油控水作用，以此改善扩边区的开发效果。

扩边井；含水特点；层间矛盾；水驱控制程度

1 开发简况

葡南油田经过近30年的注水开发，主体区块已经进入高含水开发期，剩余可采储量越来越低，为改善区块开发效果，从1998—2005年底，在葡南油田开发井网边部共部署七批扩边井，均采用一个正常井距滚动式外推300 m布井，井网300 m× 300 m，共部署340口井，其中完钻307口，投产281口。自投产以来，各批次扩边井根据含水变化可分为3个阶段（图1）。

图1 葡南油田七批扩边井生产曲线

产能建设阶段：随着每批次投产的扩边井井数增加，产量也随之增加，此时含水较低。

稳产阶段：在投产初期2年内，动态调整趋于平衡，产量稳步上升，综合含水上升缓慢。这一阶段折算年含水上升2.4个百分点。

含水上升阶段：随着投产时间增加，主力油层见水快，薄差层动用困难，综合含水上升较快。这一阶段不同批次扩边井年综合递减12.5%以上，年含水上升均在5个百分点以上。

2 含水变化特性

与葡南基础井网含水变化进行对比，表明葡南扩边井存在以下特性：

1）投产初期含水高，初期见水井数多。葡南扩边区投产235口油井，初期平均含水为21.2%，投产当年见水井55口，占投产总井数的23.4%，与葡南基础井网相比，初期平均含水比葡南基础井网高出19.75%，投产初期见水井数比例高出葡南基础井网20.9%。

2）含水上升速度快。根据投产前8年数据统计，扩边井投产前8年含水上升值为46.3%，比葡南基础井网高17.4%；年均含水上升5.8%，比葡南基础井网高2.2%。

3）高含水井数多。葡南扩边井投产第8年含水大于85%的高含水井有84口，占总井数的41.2%，高含水井比例高于葡南基础井网37.1%。

3 影响含水主要因素分析

3.1 受基础井网注水与过渡带影响初期含水高

受基础井网注水井影响。处于基础井网边缘的扩边井共52口，投产初期平均含水为38.6%，比扩

边井总体初期含水高17.4%，葡南基础井网经过近20年水驱开发，基础井网边部油层含水高于原始地层含水。葡南油田扩边井投产初期见水55口井中，有31口位于基础井网边缘，这些井中含有油水同层或水层层段井数只有3口，受基础井网注水影响初期见水井占初期见水井数的50.9%。

过渡带影响。葡南全区含油面积74.9 km2，其中纯油区面积37.9 km2，过渡带面积37.0 km2。葡南扩边井处于过渡带共有172口井，占总井数的84.3%，初期上报见水的55口扩边井中，含有油水同层或水层的层段井数共26口，占初期见水井数的47.3%，初期上报见水皆为地层水。

3.2 受层间矛盾影响，含水上升速度快

与扩边井综合含水上升值相比，第一、三、七批扩边井含水投产8年后上升值分别比扩边井平均含水高11.9%、5.6%、12.9%，而第五批扩边井投产8年后含水上升值为42.6%，比扩边井平均含水上升值低3.7%。对各批次扩边井进行资料对比，发现第一、三、七批扩边井与第五批扩边井油层发育情况与动用情况差异明显：

油层发育情况。第一、三、七批扩边井有效厚度小于1.0 m薄差层占总层数的78%，比第五批扩边井高出10.8个百分点；有效厚度在1.0～2.0 m层数占总层数的14.6%，比第五批扩边井少16.5个百分点。第一、三、七批扩边井薄差层数多，油层发育情况相对较差。

层段动用情况。第一、三、七批扩边井有产出剖面井共12口，有效厚度小于1.0 m薄差层动用层数为18.8%，薄差层砂岩厚度和有效厚度分别动用20.7%、30.8%，第五批扩边井有产出剖面井9口，有效厚度小于1.0 m薄差层动用层数为39%，薄差层砂岩厚度和有效厚度分别动用30%、37.7%。

第一、三、七批扩边井主力油层的接替层发育少，薄差层动用差，层间矛盾突出，导致主力油层含水上升速度快。

3.3 注采关系不完善，高含水井数多

在204口正常生产扩边井中，含水大于85%高含水井共有84口，占扩边井总井数的41.2%。第四、七批扩边井高含水井数比例分别为58.1%、70%，分别高出总高含水井比例16.9%、28.8%。对各批次扩边井进行资料对比，发现各批次水驱控制程度差异明显。例如，葡南十断块第四批扩边井共有33口，其中高含水井20口，占总井数的60.6%；葡南六断块共有扩边井24口，其中高含水井8口，占总井数的33.3%。葡南十断块20口第四批高含水扩边井水驱控制程度为61.03%，其中，单向连通比例36.50%，两向及两向以上连通比例仅有24.52%，不连通比例38%；而六断块扩边井水驱控制程度为60.52%，两向及两向以上连通比例比十断块第四批高含水扩边井高出14.61%。

第四批扩边井在葡南十断块中高含水井有20口，单向连通油井多达12口，占高含水井数的60%。水驱方向单一、水驱控制程度差是导致第四批扩边井高含水井数多的主要因素。

4 葡南扩边井控含水治理对策及效果

4.1 完善注采关系，有效控制含水上升速度

针对扩边井区油水井数比例高，单向连通比例大等问题，以提高单砂体水驱控制程度、减少单向水驱厚度比例为目标，以投注点状注水井和转注油井为手段，提高水驱开发效果[1]。葡南基础井网油水井比例为2.1∶1，2011年扩边区油水井比例3.2∶1，经过投注点状注水井和油井转注，目前扩边区油水井比例为2.6∶1，油水井数比例得到明显改善。葡南扩边井自投产以来，陆续转注25口油井，平均新增水驱砂岩厚度6.4 m，有效厚度2.2 m，共见效油井74口，平均日增液0.63 t，平均日增油0.36 t，含水下降4.3个百分点；目前扩边区补钻点状井2口，新增水驱砂岩厚度29.3 m，有效厚度8.4 m，共见效油井5口，平均日增液0.86 t，平均日增油0.78 t，含水下降6.7个百分点。

葡南四断块7P192-75为第五批扩边井，仅有1口水井 7P192-76与其连通，水驱控制程度为32.5%，油井目前含水70%以上，为提高水驱控制程度，2010年7P192-73转注，2011年在7P190-73和7P192-75连线的中点上投注点状注水井7P191-74；使得7P192-75新增水驱厚度5.2 m，新增水驱有效厚度2.3 m，新增水驱方向厚度7.3 m，新增水驱方向有效厚度3.7 m，日产油增加0.8 t，含水降至60%。

4.2 针对油层动用差异大，进行注水井方案调整

为了进一步改善注采关系，2011—2014年针对扩边区35口注水井进行方案调整，控制高含水层注水185 m3/d，提高薄差层段注水152 m3/d。注水结构调整后，加强层注水强度下降6.21 m3/（m·d），限制层注水强度提升4.32 m3/（m·d）。周围油井见效后综合含水下降2.4%，有效缓解层间矛盾，提高注水效率和油层动用状况。

4.3 针对层间矛盾大影响，进行注水井调剖

为了有效缓解层间矛盾，提高注水效率和油层动用状况，在2011—2012年对3口注水井进行调剖，连通6口油井见效后平均含水下降3.1个百分点，累计增油共218 t。例如第五批扩边井7P154-74在2012年进行调剖，调剖层段为葡I6-7，有效厚度为5.1 m，此水井配注50 m3/d，实注37 m3/d，葡I6-7层段配注20 m3/d，实注29 m3/d；由吸水剖面看出，此层段最厚，吸水能力强，抢水严重，导致其他层段不能有效注水，周围连通4口油井，平均日产液4.5 t，含水66.8%；措施后吸水剖面显示其他层位吸水指数明显上升，层段利用率提高，葡I6-7层段实注降至20.3 m3/d，且周围油井平均日产液4.2 t，含水63.7%，起到增油控水作用。

4.4 综合改造措施

为了提高挖潜效果，针对具有潜力的扩边油井进行了压裂措施，共压裂井次38口，累计增油28 201 t，整体含水下降20.5%；补孔2口井，累计增油334 t，整体含水下降11.2%，补孔受单井层段厚度以及地层发育限制大，效果不如压裂明显。根据对措施井进行跟踪效果分析，普通压裂与补孔有效期一般为240天左右，措施有效持续时间较短，如何能够延长措施有效时间，是有效挖潜控水的重点。扩边区普通压裂后平均单井增油707.8 t，含水下降19.1%，平均有效时间为216天，普通压裂的32口扩边井中，有11口有效时间仅在半年以内；油井周围增加转注井，新增来水方向后针对连通油井进行压裂，平均单井增油965.2 t，含水下降25.8%，平均有效时间382天；水井调剖后周围油井压裂共1口，单井增油725 t，含水下降37.7%，有效时间272天。结合周围新增来水方向进行油井压裂，增油控水效果优于普通压裂，且有效时间更长，而结合周围水井进行调剖等注水措施进行油井压裂，控水效果更好[2]。

例如第一批扩边井7P182-142，压裂前日产液7.8 t，日产油0.4 t，含水94.9%，葡I1#1-2号层有效厚度2.2 m，2010年产出剖面显示葡I1#1-2号层含水高、抢水严重。而葡I3号层有效厚度为2.8 m，但动用程度较差，并且其他薄差层动用较差，产出较少。此油井周围连通1口水井7P182-140，水驱方向单一。2013年初7P180-142转注井，油井新增来水方向，增加油井葡I3号层连通砂岩厚度2.8 m，有效厚度2.8 m，2014年4月对其进行压裂，压裂层段为葡I1#1-2，I3，I4，I5，压裂后日产液12.7 t，日产油2.7 t，含水78.6%，观察2014年产出剖面，动用层段数增加3层，有效控制葡I1#1-2号层抢水（图2）。目前压裂井日产液14.2 t，日产油1.5 t，含水89.4%，压裂有效时间超过420天。

图2 7P182-142压裂前后产出剖面对比

5 结论及认识

葡南扩边井受基础井网长期注水开发与过渡带影响，初期含水高，报见水井数多；扩边井油层发育差、单向连通井比例高是导致其含水上升速度快，高含水井数多的主要因素。针对葡南扩边井水驱控制程度差问题，通过投注点状井以及油井转注等措施，使扩边油井新增来水方向，有效改善水驱开发效果[3]。针对层间矛盾大、动用差异大问题，通过合理的方案调整、调剖等技术，可有效缓解层间矛盾，有效控制含水上升速度。转注与压裂、调剖与压裂结合等综合措施的挖潜效果要优于单一措施挖潜效果，更能有效起到增油控水作用。

[1]白庆丽.油层注采系统调整方法[J].油气田地面工程，2007（5）：32-33.

[2]方凌云.砂岩油藏注水开发动态分析[M].北京：石油工业出版社，1998：83-85.

[3]杨丽群.北部过渡带高含水后期控水挖潜方法及认识[J].能源与节能，2013（5）：73-74.

10.3969/j.issn.2095-1493.2016.11.015

2016-01-27

（编辑 沙力妮）

宣思来，2009年毕业于湘潭大学（通信工程专业），从事油气田机采管理、地质动态分析工作，E-mail：329456556@qq. com，地址：黑龙江省大庆市大庆油田有限责任公司第七采油厂第三油矿，163517。