子北油田玉家湾区高含水原因分析及治理研究

子北油田玉家湾区高含水原因分析及治理研究摘要子北采油厂三叠系延长组储层属于典型的低渗透率、低丰度、低产、高含水的“三低一高”油藏，玉家湾油区综合含水率高达80%以上。通过测产、含水化验等采油技术手段，结合录井、测井等地质数据分析，子北油田玉家湾区油井高含水的原因主要有油层孔喉细小、比表面积大、渗透率低、油源不足等。针对这些原因，分别给出相应的治理对策。

关键词延长油田；高含水；原因分析；治理措施

中图分类号te3 文献标识码a 文章编号 1674-6708（2012）73-0078-03

1 研究区概况

子北采油厂隶属于延长油田股份有限公司，位于陕西省子长县北部，管辖子北油田和涧峪岔油，本文研究的子北油田玉家湾区位于子长县玉家湾镇境内。

2 研究的目的和意义

子北采油厂目前有总井数4996口，开井数3934口，关停的1062口井中，含水率超过90%的油井有908口，占关停井数的85.5%。子北油田玉家湾区自2003年注水以来，2003年所有测产井平均含水率为60.7%，2004年为63.83%，2005年为66.8%，2006年为70.35%，2007年为70.5%。含水率是在逐年递增，也从侧面反映出产量的逐年递减。截至2010年8月，子北油田玉家湾区有油井1474口，开

抽1380口，平均日产液1262.8吨，综合含水80%。当年新投产井161口，日产液644吨，综合含水高达85% [1]。高含水井已成为制约子北采油厂油田开发整体效益提高的重要因素。因此，开展高含水井综合治理技术研究有十分重要的意义。

3 造成高含水的主要因素

造成油井高含水的原因比较复杂，有工程原因，也有地质原因；有先天原因，也有后天原因。本文主要从以下几个方面论述。

3.1油水分异较差，油水混储，初期油井含水高

据储层评价结果，子北采油厂储层以特低孔、特低渗储层为主。而且孔喉半径小，排驱压力高，不利于油水在储层中渗流，加之地层较平缓，所以油水分异较差。据相渗分析图，油水相对渗透率的交叉点对应的含水饱和度小于50%，说明储层为弱亲油储层，这也使得油水分异更加困难。

由于子北油田玉家湾区油水分布特点就是“油水混储”，所以油井压裂后油水共同产出，新井含水率一版在60%～80%。以2011年4月压裂的探井理960井为例，该井主力油层长61，测井显示低阻、八侧向与中深感应分离较明显，解释结论为“油水同层”，试油选择671～673米段，预计压后含水率80%。试油一月后统计产量数据，综合含水率86%，比预计含水率略高。

3.2人工裂缝导致注入水沿裂缝窜进

子北油田玉家湾区现在主要在路家寺区块注水，该区注水井均

为2003年由采油井转注。由于储层特低渗，自然求产无工业油流，子北油田的采油井均采用压裂求产，并且2003年子北油田开始注水以前新井压裂的加砂量都比较大。以注水井2038井为例，1999年7月首压644.2米-647.2米段，加砂23方；1999年12月，二压684.5米-686.5米段，加砂22方。另外一口注水井2048井，1999年6月首压682.4米-685.4米段，加砂32方；2000年11月，二压636.4米-638.4米段，加砂20方。加砂规模如此之大，而井距小于200米，油藏注水后，注入水很容易沿裂缝窜进，使沿裂缝方向上的采油井见水快，油藏含水上升快，可能在很短的时间内就进入高含水阶段，而位于裂缝两侧的油井见效慢，压力恢复慢。因此裂缝在注水开发过程中会导致严重的平面矛盾，使油井注水见效及水淹特征具有明显的方向性。

3.3油源不足是油田高含水的主要原因

油源不足是子北油田玉家湾区高含水的主要原因，主要证据有：1）研究区内烃源岩条件相对较差

鄂尔多斯盆地是在古生代沉积基础上形成和发展起来的中生代大型内陆坳陷型盆地，晚三叠纪延长世是盆地湖泊发育的全盛时期，长7期沉积的暗色泥岩发育，厚度大，主要生油化学指标均达到好的生油岩级别，是鄂尔多斯盆地中生界最主要生油岩。

从鄂尔多斯盆地中生界长7优质油源岩分布图中可以看出，子北油田所在的子长县远离生油中心。玉家湾区2007年以来所打的

探井基本钻穿长7层后完钻，长7烃源岩的厚度最大也只有10m左右。而长7是整个鄂尔多斯盆地的最大湖泛面，也就是说长7为整个延长组的最好的烃源岩层位，长6的烃源岩其品质比长7肯定要差，所以，对于子北采油厂的长6油层组而言，其烃源供给不够。

2）原始含油饱和度相对较低

将子北油田玉家湾区与相邻的区域进行对比，可以发现延长组长6油层组的原始含油饱和度最高者为安塞县杏河区，含油饱和度高达50.5%；其次为同处于子长县的子长油田安定区，含油饱和度为50%；而位于子北油田赵家台探明储量区的含油饱和度最低，仅为49%。与烃源岩分布相同，含油饱和度从东南向西北有变低的趋势，这从另外一个角度佐证了油源不足是子北采油厂油藏高含水的主要原因[2]。

3）运移条件差是油田高含水的重要原因

据烃源岩评价和油源对比结果，子北油田玉家湾区原油可能主要来自研究区西南部的烃源岩。所以子北油田玉家湾区油藏的形成要靠西南部油源经较长距离的侧向运移，但由于延长组的长4+5、长6储层主要为特低孔、特低渗储层，并且各油层亚组为整合接触，无不整合面存在，陕北斜坡带坡降仅为8-10米/千米，地层倾角不足1°，造成油气运移的通道和动力条件均较差。

3.4固井质量差，串槽严重

固井是油、水井建井过程中的重要环节，固井质量的好坏将直

接影响到井的使用寿命，将影响到整个注、采期间能否顺利进行生产。对于采油井，如果固井质量不好导致生产层间以及生产层与非生产层间窜通，如果是水窜，那么采液中的含水量升高，将造成能源的浪费；如果是油窜，按规划不该采的层系被动用，将影响整个采油规划的实施。对于注水井，如果固井质量不好导致注入水乱窜，影响注入效果，还将破坏一个区域的地应力平衡，引起大面积的套管损坏，造成巨大的浪费。

3.5层间矛盾突出导致油井高含水

由于产能建设的需要，子北油田玉家湾区在新井投产时就同时压开两段甚至三段含油显示较好的油层，以期求得较高的初产，延缓油井递减。但是在见到一定效果的同时，也有部分油井出现高含水层位压力偏高, 抑制了其他低压层出油, 增加了层间矛盾, 致

使油井含水居高不下。以2011年3月12日压裂的1048-1井为例，同时压开892-894米段和859-861米段，投产后含水率高达88%。而2011年3月9日压裂同一井组的1048-2井，只压开852-854米段，投产后含水率仅为81%。

4 高含水井的治理措施

针对子北油田玉家湾区的各类高含水井，分别给出以下相应的治理措施。

4.1非注水区高含水井治理措施

4.1.1非注水区高含水旧井