LL区块长6油藏水淹井治理对策研究

LL区块长6油藏水淹井治理对策研究

刘浪，刘建，薛磊，孙海鹏，王军，余耀龙，吴勇飞，刘海

延长油田股份有限公司南泥湾采油厂  陕西延安  716000

摘要：LL区块水淹井较多，治理难度大，因此需要进行综合调整。本文分析了该区油藏油水分布特征采用双参数评价法确定了水淹井的潜力，利用动态资料确定了水淹井特征和类型，以此为基础提出了相应的水淹井治理对策。

关键词：长6储层 水淹井 双参数评价法 治理对策

LL区块长6储层为典型的低阻油层，主要受岩石类型、颗粒大小和形状、孔隙空间大小和几何形态、基质性质、粘土矿物成分和分布、地层水矿化度、含油性、构造类型、泥浆性能及侵入特征等影响[1, 2]。生产过程中，因为初始含水饱和度较高，再加上注水水窜，导致区块内出现了大量的水淹井，需要在分析水淹特征和潜力的基础上，提出针对水淹井的治理对策。

1. 区域概况

南泥湾油田LL区块是典型的岩性油藏，其主力储层延长组长6储层具三低一高特征明显：压力低、渗透率低、孔隙度低，但初始含水饱和度高。主力储层平均有效渗透率为1.05×10-3μm2，平均有效孔隙度为9.7%，初始含水饱和度55%左右。目前主要存在的问题是：①初期含水较高，初投产含水在60%以上，此类高含水饱和度下的水驱油机理尚有待于系统探索；②液量和产油量递减幅度较大，初期区块月产液8000m3，目前月产液仅2000m3左右，综合年递减率13%以上；③综合含水较高，截止到目前含水为64%。

2. LL区块长6储层地质特征

2.1 构造特征

柳林区长61段顶面构造整体上也是一个宽缓的斜坡构造，地层由西逐渐向东抬升，抬升幅度每公里约10m。在探区自北向南分布着大小不等的鼻状构造。

2.2 沉积特征

LL区处于鄂尔多斯盆陕北斜坡带中南部，沉积环境是鄂尔多斯盆地沉积大环境的一部分。目的层段砂岩主要以粉砂岩、细砂岩为主，少量中粗砂岩。

2.3 物性特征

该区储层孔隙度在4.1~15.4%，储层平均有效孔隙度为9.7%；储层渗透率在0.07～7.8×10-3μm2，平均有效渗透率为1.05×10-3μm2。

2.4油气藏类型

LL区块油藏的形成与分布受沉积相、鼻状隆起背景、运移通道等多重因素控制，由于三角洲前缘~平原分流河道砂体的频繁相变，造成储层非均质性强，油气在渗透性较好的部位聚集成藏。

2.5油气控制因素

延长组油藏为低~特低渗油藏，油气成藏的主要控制因素包括如下几个：

①油藏的规模取决于砂体的分布范围、物性及对油气的捕获能力，捕获能力越大，储层含油饱和度越高；

②不同沉积形成了导致有效砂岩尖出现岩性圈闭为油气富集提供了空间；

③构造与砂岩发育带相结合的部位是油气富集的有利场所，本区主要含油层段的含油气井都分别处在各油层段的鼻状构造带及其附近；

④构造幅度低，储层物性差不利于油水分异。

LL区构造为整体平缓的西倾单斜，平均每公里下降幅度约为7~10m。储层低渗~特低渗，孔、喉分选性差，连通孔隙的喉道细而且少，为中孔细喉型孔隙结构。在这样的条件下，流体在储层中的流动性较差，油水垂向分异阻力大，油水分异性较差。

⑤沉积环境对油气聚集的控制作用。

分流河道砂体是油气聚集的有利部位；决口扇、河口坝等微相成为包裹砂体形成油气聚集体的屏障。

3. LL区块长6储层注水水淹特征分析

3.1 双参数分类法评价水淹类型

以油井的累积产液量和初始含水率双参数法来判断水淹井的潜力，如图1。

可以将水淹井分为四类，分别为：

I类，高液量低含水——初始含水率小于75%，累积产液量大于200t。此类油井初始含水率较低，但储量采出量大，潜力消耗较多。

图1 柳林区水淹井按累积产量和初始含水率分类

II类，高液量高含水——初始含水率大于75%，累积产液量大于200t，此类油井初始含水率较高，且经历了较大液量的产出，目前潜力可能较低。

III类，低液量高含水——初始含水率大于75%，累积产液量小于125t，此类油井初始含水率较高，后期累积产液量低，说说明此类油井的潜力较小。

IV类，低液量低含水——初始含水率小于75%，累积产液量小于1250t，此类油井的初始潜力较高，后期产液量较小，剩余潜力较大。

3.2 柳林区块水淹井含水率变化特征类型

油井的含水率变化特征，主要从油井见水时间、见水后水淹时间以及含水率变化过程等方面来描述[3]。

1、突变型水淹

维持低含水率生产较长时间后，含水率突然上升，从较低增加至90%以上仅仅1~2个月的时间（如图2）。本区大多数水淹井的类型都是此类，出现突变的原因在于油流通道被堵塞，导致含水率突然增加。

图2 3001-5井生产动态曲线图（突变型水淹）

2、缓慢型水淹

油井见水后，含水率开始缓慢上升。此类油井不多，这种油井反映出注入水在砂岩层中均匀推进，水驱比较均匀，表明油井潜力可能不大。

图3万128-2井生产动态曲线图（缓慢型水淹）

3、双台阶型水淹

此类型的油井特征（见图4），常出现在前面II类（高产油低含水）和IV类油井（低产油低含水）类型中，显示了地层内油流通道被水截断。这种截断可能是由于注入水造成的，也可能单纯是因为地层油水同层分布时，地层水流动速度比较快，对油流通道造成了水锁造成的。

图4  3006-8井生产动态曲线图（双台阶）

4、高初始含水型水淹

此类油井和前面的初始高含水油井类型比较接近，但更主要的是此类型应该是全程的含水率都比较高。此类油井潜力较低，治理效益较差。

4.水淹井的治理对策

根据对水淹井潜力和类型的分析，确定本区水淹井的治理对策如下：

1、高产油低含水的井，筛选突变型水淹类型，措施封堵

根据生产动态判断，万12-3、万128-2、万87、3099-11、2045-5、2042-13等井累积产油量较高，在生产时都因为突然水淹而关井。这些油井可以进行封堵。

2、低产油低含水的井，筛选突变型水淹类型，结合周边情况，进行措施解堵或者提高液量

如2001、3008-5、3008-6、3021-10、3021-9、万109、万75-5、万75-7等井，对这些油井，可以提高产液量和解堵。

3、其它水淹井可根据地层情况采取换层措施

停抽的高含水或低效停抽的采油井，可换采，完善井网。改层生产井以完善注采对应，封堵高含水层生产井，以完善平面注采对应。

4、高含水井组可采用周期注水方式进行调整。

5. 结论和建议

（1）LL区油井关井的主要原因是高含水井水淹，利用初始含水率和累积产液量双参数评价油井潜力，筛选具有治理价值的油井，具有一定价值；

（2）LL区油井水淹类型包括突变型、缓慢型、双台阶型和高初始含水型，对突变型和双台阶型中具有潜力的油井可采取封堵措施降低含水。其它类型的水淹井可通过换层或封堵进行治理。

参考文献

[1]廖明光, 唐洪, 苏崇华, et al. W低阻油藏高不动水饱和度的成因及对低阻油层的影响 [J]. 石油实验地质, 2010, 32(04): 353-7+61.

[2]彭文丰, 张乔良, 雷霄, et al. 低阻油层成藏模式及开发早期含水规律探讨 [J]. 科学技术与工程, 2016, 16(23): 139-43.

[3]金永辉, 陈儒兵, 李源流, et al. 低渗透底水油藏油井见水类型及影响因素研究 [J]. 新疆地质, 2022, 40(02): 242-5.