埕岛油田潜山油藏控水技术政策研究与实践

（海洋采油厂海三采油管理区，山东东营市，257200） 闫 鹏

1 油藏开发概况

1.1 构造特征

埕岛潜山共有太古界、古生界、中生界三套含油层系。构造分布上，受三组大断裂控制，形成南部挤压，北部伸展的“三排山”构造格局，其中东排、中排潜山带内北北东向及近东西向断层将潜山构造复杂化，形成了“东西成带、南北分块”的构造特征[1]。

1.2 开发状况

截至2019年3月，已动用地质储量3 749万吨（埕北30区块核销1 451万吨），可采储量338.76万吨，除桩海10块，探明储量已全部动用，采收率9.0%。初期投产油井34口，目前已报废、上返19口，高含水关井8口，开井7口，日油能力193t，含水59.4%，采油速度0.19%、采出程度7.3%。

1.3 油藏开发主要矛盾

目前埕岛油田潜山油藏主要靠天然底水能量开采，区块因高含水关井造成的停产井较多，占目前总井数的50%以上。潜山油藏底水锥进现象严重，含水上升大大降低了油井的自喷能力，因此，如何有效控制潜山油藏含水上升是提高油藏采收率的重要途径。

2 高含水原因分析

2.1 高角度裂缝发育沟通底水

根据岩心描述、成像测井资料综合分析：裂缝走向以北东向和近东西向为主；裂缝倾角以中高角度为主，集中在40～80°之间。高角度裂缝与下部水体连通，随着生产的持续进行，油井周围地层压力减小，底水沿着裂缝快速窜入到井底，迅速占据了原油的流动通道，油井生产能力迅速下降。

2.2 进山海拔影响含水上升

埕岛油田潜山多为裂缝型底水稀油油藏，生产底界越低，底水推进速度越快。以CBG7潜山为例，该块太古界油藏为有凝析气顶的稀油油藏，埋藏深度在3 100～3 300m以下，属裂缝型储层。生产底界最低的CBG7-3-4-5井均已高含水关井，而CBG7-2井目前不含水。

2.3 井位与断层距离较近裂缝发育

通过对CB30潜山油井进行分析，距离边界断层越近，初期产能高，但同时无水采油期越短，含水上升越快，累产油少。

2.4 生产压差过大

潜山油藏投产初期地层能量充足，生产时多采用大参数生产，造成初期产能高，同时含水上升速度快，实际累产油量低，影响开发效果。CB30A-C3井初期油嘴10mm，日产油能力达到200t以上，不含水，生产12个月后含水迅速升高导致油井产能下降关井。

3 主要措施与实例

3.1 优化井身轨迹

（1）与断层平行时，井轨迹尽量沿构造高点，多钻遇奥陶系地层。

（2）尽量少穿越潜山内幕断层，如不能避免，过内部次级断层时，井轨迹断点要浅，在奥陶系上部地层内，尽量避免在奥陶系下部地层过断层。

（3）控制进山高度，进山高度控制在50m左右，确保有充足的泄油面积，同时降低底水锥进速度。

SHG1潜山设计新井两口，2018年完钻，目前正试油，含水低于10%，日油能力120t/d，超方案20t/d。

3.2 关井压锥

关井压锥是现场普遍采用的抑制底水锥进的方法之一，主要利用油水的重力差使油水分异，使油水界面下移，从而起到压水锥的效果[2]。

3.2.1 关井压锥时机

关井压锥时机应选在油井高含水期较为适宜，进入高含水期，油水界面距离生产井底较近，油井的水锥高度较大，关井压锥后水锥的回落速度亦较快[3]。

3.2.2 关井时间

地层的油水重力差是底水油井压锥的动力，关井时间越长，水锥回落的高度就越大，对控水更有利。要在关井时间和产量之间找到开采效果的平衡点，既能在一定程度抑制水锥，又能保持较好的生产时效。我们摸索出相对合理的关井时间，一般应满足2个基本条件:一是油井关井压锥的效果好、有效期长、增油量多；二是油井关井压锥以后，当井口压力、毛管压力恢复到前期高值时，反映地下油水分异作用大体结束。

3.2.3 开井工作制度

油井关井压锥后开井生产，工作制度过大，会造成底水的再次迅速上升，加剧油井水淹；而开井工作制度太小会影响产能。因此，开井工作制度应在合理的范围。由塔河油田潜山油藏间开制度，当液量变化系数大于0.8时，单井次纯增油量在横轴方向上呈宽带状分布，反映部分井次纯增油量亦有增加的趋势。因此，开井时，适当调节油嘴大小，使得油井的产液量保持在前期正常生产时的80%以上。

3.2.4 CB302井关井压锥实例分析

CB302关井周期确定：根据CB302井井口压力恢复值与关井压锥效果分析，可以得出CB302井两次关井压锥，井口压力恢复明显，第一次上涨7.2Mpa，第二次上涨2.3Mpa，毛管依次上涨至2963psi、3094psi，地层能量恢复，反映地下油水分异作用大体结束。

CB302两次压锥共计103d，整体含水率由76.6%下降至35.8%，累计增油136t。目前在压水锥实施过程中，由于无法准确计算水锥回落高度和速度，所以无法定量掌握关井时间，但可以根据油井历次关井压锥效果摸索合理间关时长。当井口压力、毛管压力恢复的稳定值越高，与关井压锥效果呈正相关。在间开CB302井时，井口压力稳定值大于9Mpa，毛管压力恢复稳定值大于3000psi，这样产量能够维持在增油水平。

根据CB302两次关井压锥时开关井生产情况进行统计，得出CB302井在5mm油嘴工作制度下，日液基本维持在65t，日油在低含水期为39t，正常生产期为27t，高含水期为21t。

3.3 优化生产制度

对于新投产的潜山油井，为控制含水上升，可以通过优化参数控制生产压差的方式延长低含水期。桩海10潜山2017年底投产3口油井，初期多次调整油嘴以及频率优化参数，目前区块单井日液能力34t，日油能力30t，含水仅10.8%，自然递减率7.6%。

4 结论

埕岛油田潜山油藏主要靠天然底水能量开采，底水上升导致油井含水升高产能下降是制约油藏高效开发的重要原因。高角度裂缝发育状况、构造位置、井位与断层距离以及生产压差等因素影响潜山油井含水上升。通过优化井身轨迹、关井压锥以及优化生产制度等三项措施，可以有效降低高含水油井并延长低含水采油期。