含水上升规律主控因素分析及研究 --以环庆M井区为例

摘要:环庆侏罗系油藏M井区边底水发育 ,投产初期主要依靠天然能量开发 ,随着开发时间的延长，由于边水推进、底水锥进、注入水突进等原因，含水上升速度加快，已建成井组井网对储量的控制能力下降，通过运用动态分析法等剖析油藏含水上升规律及见水特征，并通过精细注采调整，措施挖潜等方式，针对油藏开发矛盾提出治理意见从而提高开发水平 。

关键词:边底水;含水上升特征;原因分析;治理对策

环庆M井区位于侏罗系演武高地天环坳陷内，西部紧邻西缘冲断带，含油面积XXkm2，探明地质储量XX万吨，属于构造油藏，鄂尔多斯内陆坳陷型盆地演化第二阶段沉积，辫状河三角洲平原沉积亚相，延8、延9槽状交错层理发育，主要为细-中粗砂岩，属于低孔低渗储层。发育环庆A、环庆C两个构造高点，纵向上是延8、延9两套油层，延8砂体全区分布且连续性好，砂体厚度5-35m，平均油层厚7.4m，为区块的主力开发层系，延9段砂体在区块南部发育。地层原油密度0.832g/cm3，体积系数1.109，气油比23m3/m3，地层压力为18.61 MPa，油藏温度为75.9℃，为亲水油藏。油藏边底水发育明显，结合面积注水井网注水开发，随着开发时间的延长, 边水内推、底水锥进、注入水单向突进等问题不断加剧，造成油井含水上升矛盾日益突出。

1、开发现状

环庆M井区自2019年起，经历了试采、集中建产期、稳产期、含水上升期四个阶段。截止2025年7月，油井开井48口，平均日产液169.8方，日产油40.9吨，含水70.9%，累计产油15.4万吨，地质储量采油速度0.52%，采出程度5.21%。水井开井16口，平均日注水量138方，日注采比0.79，累计注水24.6万方，累计注采比0.76。

2、开发矛盾

侏罗系油藏M井区初期采用自然能量开采，由于储层物性好，油层厚度大、含油饱和度高，前期产量较高，但随着开发时间延长，地层能量下降，油井供液能力变差，井网不完善，边部油井含水上升，油藏局部出现高含水带等矛盾出现，开发形式变差。目前在开发中存在的主要问题是， 一是M井区的部分油井自投入开发以来，依靠自然能量开发，地层能量下降，油井供液能力下降；二是油井采液强度偏高致使边水内推，边部油井含水上升明显，油藏自然递减加大；三是部分油井因压裂改造等原因，出现底水锥进现象；四是部分油井注采不平衡，注入水突进，对应油井含水逐渐升高，稳产难度增大。

3、含水上升特征及原因分析

环庆M井区含水自2023年底逐步上升，截止2025年7月综合含水达到70.86%，相比2024年同期上升16.66%，含水上升率高达26.63%。井区标定采收率25%，目前童氏曲线上翘明显，水驱效果变差，采收率降至20%。

3.1 含水上升特征

由于受构造、注水、及措施改造等因素的影响，环庆M井区部分油井含水不同程度的上升。上升特征有：一是在构造上主要位于北边部背斜构造圈闭的西翼低部位边水发育区域，中部构造高部位底水发育部位，以及南部背斜构造低部注水井网完善井组，以条带状和块状形态分布；二是在含水上升速度上呈现三种规律，快速性、台阶型和缓慢型。三是在含水上升分布区域上，含水40%以下低含水期全区生产期较长，平均45个月；含水突破40%后，中含水窗口期短、快速上升至80%，平均10个月。

3. 2 见水依据及类型

目前井区内共有油井48口，见水油井共计26口，见水比例54%。根据地层水 、采出水流体性质 、油水井连通情况 、注采对应关系 、见水前后动态响应特征、油井水型矿化度变化，对井区内见水井进行分析：北边部见水井13口，初始矿化度平均值为38395mg/L,2025年7月矿化度平均值为23400mg/L，油井以快速上升型为主，个别井以台阶式上升，上升速度较快，平均周期半个月，含水均上升至80%以上，见水类型为边水；中部高部位见水井4口，初始矿化度平均值为37148mg/L,2025年7月矿化度平均值为32900mg/L，因周边注水井投产后，加速底水的推进，含水上升呈现快速型上升，目前均上升至90%以上，平均周期1.5个月，见水类型为底水+注入水；南部B井组是在以面积式反九点法完善井网后，注水井投产且注清水，随着累计注入量的增加，油井含水开始不同程度的上升，见水油井9口，其中4口以缓慢式为主，2口井为台阶式升高，井组矿化度由初期的48263mg/L下降至12600mg/L，平均周期15个月，见水类型注入水。其余3口因新投延9层后出水，封堵延9层后补层延8，生产平稳后含水突然升高，分析封堵层漏失。

表 1   环庆M井区见水类型统计表

3.3 含水上升原因分析

环庆M井区含水上升主要与构造位置、储层物性、采液强度、注水强度、注采井网、注水开发后油井见效情况等因素相关，优化开发效果，改变开发现状，探索油藏合理的开发技术政策，才能实现保持低含水开发的稳产措施。

3.3.1 边水

3.3.1.1 储层物性及构造

北边部油井含水升高井位于背斜构造相对低点，物性对比整个构造逐渐变弱，泥质含量高、孔隙度降低至13%，渗透率降低至4.2mD，含油饱和度变小，物性变差的同时，油水两相共渗区较窄，介于37%-64%之间。随着含水饱和度的增加，油相渗透率下降较快，当含水饱和度高于60%之后，油相极难流动。措施使近井地带的孔渗性发生改变，甚至形成裂缝，使油层直接 与水层连通，极限压差趋于极小，造成含水急剧上升。

3.3.1.2 采液强度

油水界面抬升，剩余厚度减小，引起极限压差改变。随采出程度的增大，近井地带形成压降漏斗，造成实际生产压差的增大。M井区北边部油井初期投产初期采用“控液开采”，设计合理采液强度（0.3-0.5m3/d/m），自然递减控制较好，半年实际递减仅4%，后期受采液强度过高、注采比下降影响，自然递减率升至18%以上, 导致边水内推，油井含水上升加快。M-28J、M-15J、M-26J射孔段距油水界面近（0.8-5.6m），油井压裂投产后，2-4年含水突升至100%，相对高部位油井M-14J和M-23J目前含水保持在40-60%。 

3.3.2 底水

3.3.2.1 压裂沟通底水

中部构造高部位井底水发育，储层物性好，钻井过程中易受泥浆伤害堵塞，投产前的油层改造，除将井深套管和管外水泥环射穿外，还在一定程度上必须突破钻井，固井时形成的污染带，使油流以最佳状态流入井筒。投产时压裂参数较大，地层裂缝打开，沟通底水导致含水升高。M-30J于2021年初投产时，射孔燃爆未压（加药65kg）投产，稳产近4年，含水稳定在30以下。2024年9月因压裂参数较大，导致底水锥进，含水迅速上升至100%。

3.3.2.2 注入水推进底水锥进

部分油井投产初期压裂参数较高，打开的裂缝，在注水投产后，水体沿着裂缝突进，推进底水上升，导致含水升高。M-11J井因初期投产时压裂参数较大，后期注水井M-8J投产后，环庆M-11J的含水于2023年7月起逐步升高，2024年10月至2025年3月对M-11J井关停，2025年6月开井后含水下降至45%。M-10J和M-21J因注水推进底水上升至100%。

   表 2   环庆M井区见水类型统计表

3.3.3 注入水

环庆M井区采用顶部采油底部注水的射孔方式进行开发，油井在射开油层顶部2m，射开程度20%，注水井射开油层底层6米，射开程度60%，爆燃投注。环庆B井组位于井区的南边部为了注采井网，2021年1月B-1J、B-2J、B-3J开始注水开发，井组井网呈反九点式面积法，受层间非均质性影响，注入水沿高渗层突进，导致高渗层注水强度偏高，注入水推进速度快，部分油井含水上升快。B-1J井组油井受效不均水流方向主要南东方向，B-5J和B-15J自2024年下半年起含水逐渐上升至100%，从矿化度分析为注入水导致。

3.3.4 层系干扰

环庆B井组有三口井在2021年初投产时打开延9层试采后见水，上调延8层段后产量较好，且含水较低（平均含水27.6%），2023年起含水突然上升，分析封堵层失效，延9层水体上窜，导致3口油井含水升高。

4. 治理对策

4.1边水治理

优选边部典型油（M-28J）井注入示踪剂，该井位于背斜构造圈闭的西翼处，北部边水推进，根据示踪剂运移，对周边对应油井进行监测，可确定边水推进方向及强度，为区块下一步治理提供依据；优选边部井进行压力恢复测试，了解边部压力状况，评估井区天然能量，合理开采方式，对天然能量充足区域停注水井。合理边部区域13口含水上升井的采液强度，根据新的油水界面划分，油层与水层的间隔厚度，确定合理的采液强度，实现控液开采。

4.2底水治理

依据自然隔夹层能起到抑制底水锥进的原理，在高于油水界面2-4m的位置，通过注入化学药剂打自然隔板封堵高渗带及裂缝，在底水上窜部位形成梯形软隔板遮挡，压迫水锥恢复单井产量，实现控底水目的。M-10J、M-21J、M-24J投产初期及稳产期含水均在30%以内，因受底水影响，含水都上升至100%，建议对该类井实施堵水。水泥封堵M-13J井，M-13J改注后水淹油井M-5J，停注及调剖调驱无效，分析改注后注入水沟通底水，建议采取大排量水泥封堵该井，阻断底水推进。

4.3注入水突进

精细注采调控，关停水淹井组注水井，加大油井生产参数，若含水有下降趋势，对注水井实施调驱调剖，并进行周期注水，建议B井组关停环庆B-2J和B-3J井，加大环庆B-5J和B井生产参数；关停环庆B-1J,加大环庆B-15J采液强度，实施排液采油，观察含水含盐的变化情况。实施油藏调整，对封隔失效的井环庆B-10J下封隔器，求吸水验封（造高部位、高含盐）。若证实封堵失效，尽快封堵，若证实封堵有效，下步开展试井解释，论证井筒附近是否存在裂缝。证实后对环庆B-12J和B-6J进行验证并进行油藏调整。开展注气实验，依照环庆N井区减氧空气驱水交替方案，该井区注气后，地层压力保持90%，动态响应明显，动液面上升176m，功图充满度提升7.4%，累计增液2544m3，累计增油1452t。对B井组对应关系最明显的B-7J井进行水气交替注入实验，对结果跟踪评价并应用推广。

认识和结论:

1、对北边部13口含水上升井测试示踪剂和压力恢复，在重新评价天然能量的前提下，制定开发政策，合理确定采液强度，控制边水内推；

2、对高部位4口含水上升井，实施堵水措施，分为水泥全井筒封堵和化学剂封堵，治理底水锥进；

3、对南部B井组注水影响6口井实施注采关系和调堵措施以及注气实验，层系干扰3口井实施验堵和裂缝监测，改变水流方向，降低因注水突进油井的含水。

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