兴隆台潜山油藏油井见水特征研究

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1、兴隆台潜山油藏油井见水特征研究【摘要】兴古潜山油藏2007年采用纵叠平错的立体开发井网，实现了兴古7块的滚动开发，2010年油藏产能达到百万吨，2011年兴古潜山油藏压力不断下降、油井开始见水，产量出现较快递减，并有进一步加大趋势，开发形势不容乐观，特别是油井见水后对产量影响剧烈，因而有必要对兴古潜山油藏下步措施进行研究，确保潜山油藏长期保持高产水平。本项研究通过见水井见水时间，见水推进速度及见水井分布区域开展研究，并提出初步调整意见，为油藏长期高产稳产提出重要参考。【关键词】裂缝性;水平井;见水井;递减1、油藏概况5兴古潜山构造上位于辽河坳陷西

2、部凹陷中南部兴隆台～马圈子潜山构造带上。整体为被三个生油洼陷所包围的基岩潜山，呈典型的“洼中之隆”形态，为新生古储型潜山油藏，具有十分优越的油气成藏条件。兴古7断块区构造上位于兴隆台背斜构造带的北部，受两条近东西向断层与北东向断层控制，潜山整体呈东西向展布的背斜形态。潜山储层以混合花岗岩为主，岩性坚硬。油藏内部发育北东向60°～80°网状高角度裂缝，构成潜山储层的主要储集空间，裂缝密度25.4条/m，油藏有效孔隙度最大13.3%，平均5.7%，油藏原始含油饱和度平均61%，原油密度平均0.824g/cm3。油藏埋深2335m～4670m，含油幅度

3、在2335m以上，油藏类型为具有层状特征的块状变质岩裂缝性潜山油藏,具有统一温度和压力系统，平均压力系数1.05，2010年底兴隆台潜山上报探明含油面21.79平方公里，探明石油地质储量1.06亿吨，同时以兴古7块为开发试验区，采用四段七层开发模式进行规模开发。兴古7主体块2010年上报储量2865.97万吨，截止2011年底共有油井39口，开井27口，井口日产油1125.6吨，日产气27.26万方，年产油45.17万吨，累产油176.2万吨，累产气47.31万方，累产水3.829万方，采油速度1.58%，采出程度6.15%。2、存在问题2.1近

4、两年投产新井同以往相比，产量明显降低2007年投产的新井平均单井日产油117.8吨，到2011年下降到52吨，下降幅度达55.9%。2.2老井产量递减较大对投产油井按深度段统计分析，各段油井目前平均单井日产量较初期均有大幅下降。二段平均单井日产量下降最多，下降45.1%；一段下降41.8%；三段下降40.4%，平均下降47.5%。52.3含水上升对产量的影响远远大于压力下降对产量的影响受压力下降影响油井产量递减在14～22%之间。但含水上升对产量的影响更大，见水后产量会发生突变，仅仅半年时间，16口见水井递减从见水前的21.07%加大到见水后的3

5、4.8%。3、油井见水规律分析兴古潜山实施滚动勘探开发已有五年，目前已形成规模开发，2011年油藏研究工作重点是强化投产井的压力和产量动态变化分析，为油藏开发方式转换作足储备，经过一年的研究分析，油藏存在两个方面问题：一是油藏压力下降趋势加大，二是油藏见水井增多。受压力下降影响油井产量递减在14～22%之间，但含水上升对产量的影响更大，见水后产量会发生突变，投产至今兴古潜山油藏已有16口井在生产过程中见水，主要分布在潜山主体部位东部。从见水井所属层段上看，多属三段井。从见水时间上看，2011年3月-7月间有11口井见水，截止2011年底，16口见

6、水井综合含水达28%。见水后，油井产量大幅递减或停喷，停喷上抽后油井高含水。如兴古7-H310井，含水达到40%以上后，停喷，影响产量30吨，下泵后日产液25方，含水100%。自2011年3月份自喷井见水时16口井合计日产油592吨，到2012年2月份降到334吨，产量下降44%。5兴古潜山油井见水主要集中在Ⅲ、Ⅳ段。Ⅳ段油井中，有5口井投产即见水（兴古7-10、兴古7-19、兴古7-S105、兴古9-3、兴古7-H406），其中兴古7-H406、兴古7-19全部产水，其余井显示油水同出的特点，表现为油水界面附近层位的生产特点。通过对Ⅳ段直井的生

7、产层位分析，油井见水生产井段均在4480-4750m之间，特别是对兴古9-3、兴古7-15井在4700m以下试油全部出水，结合马古潜山的马古8、马古8C以及之后见水的马古-H203、马古-H209井生产情况表明，兴隆台潜山带油水界面在4670m附近，但各油藏略有高差。另外，兴古潜山虽具有统一的压力系统，但结合各直井深层试油及生产情况表明，油水界面显示出不完全水平的特点，特别是对兴古7-19、兴古7-H406井生产特点分析，结合Ⅲ段井见水分析，主力断块东部地区油水界面应明显高于其余区域。通过上述分析，地层已出水，而目前的出水层位主要集中在Ⅲ、Ⅳ段，

8、平面上集中在兴古7、兴古7-12块东部，说明潜山存在严重的非均质性，地层水已沿着高渗区域形成锥进。由于兴古潜山属裂缝性油藏，油藏虽具备统