王 軍，呂 媛，楊 帥，陳 軍，孫典豪

（中國石油長慶油田分公司第九采油廠，寧夏銀川 750006）

X291長62油藏見水規(guī)律及治理對策

王 軍，呂 媛，楊 帥，陳 軍，孫典豪

（中國石油長慶油田分公司第九采油廠，寧夏銀川 750006）

X291長62油藏處于中低含水期，總體含水穩(wěn)定，但是隨著采出程度加大，受儲層非均質性和裂縫發(fā)育影響，逐漸暴露出水驅狀況逐年變差、含水上升較快、遞減加大等問題，為了降低遞減，提高油田整體開發(fā)水平和經濟效益，不斷完善開發(fā)技術政策和總結精細注采調整技術，緩解平面和剖面矛盾，對研究區(qū)的穩(wěn)定、高效開發(fā)奠定基礎，具有非常重要的現實意義。

X291長62油藏；見水機理；治理技術

X291長62油藏位于陜北斜坡中部，為一平緩的西傾單斜背景上發(fā)育的多組軸向近東西向的鼻狀隆起構造，油藏類型為巖性油藏。主力含油層系長62層，以三角洲前緣水下分流河道沉積為主，砂體走向近于北東～南西向，呈條帶狀展布；儲層為粉細～細粒巖屑質長石砂巖，顆粒分選中等～好，孔隙度發(fā)育中等，平均滲透率0.5 mD，屬于超低滲透儲層[1，2]。

X291長62油藏于2012年滾動建產，施行同步注水開發(fā)，該油藏非均質性較強，滲透率級差較大，在開發(fā)初期均經過壓裂改造。目前油井開井50口，日產油60 t，動用含油面積4.94 km2，動用地質儲量251.94× 104t，采出程度2.58%，水驅動用程度53.5%；水井開井18口，單井日注26 m3，累計注采比2.91。

1 見水規(guī)律及受控因素分析

1.1 見水現狀及規(guī)律

根據《油藏工程管理規(guī)定》，油井按含水級別可以劃分為：fw＜20%，為低含水期；20%≤fw＜60%，為中含水；60%≤fw＜90%，為高含水；fw≥90%，為特高含水。通過統(tǒng)計表明，截止目前（2016年6月），X291油藏72%的油井已見水（含水>20%），這類井均在投產初期見水，18%的油井位于構造低部、邊部，儲層電阻率、含油飽和度、油層厚度明顯降低，這一帶油井見水均為見地層水；12%的油井初期含水為30%～40%，中期發(fā)生暴性水淹，導致該油藏損失產能15%，為典型的裂縫型見水，這類井主要分布在油藏中部裂縫帶主方向上；70%的見水井為孔隙-裂縫型或孔隙型見水。X291長62油藏目前處于中低含水期，綜合含水由2015年12月47.5%上升至2016年7月的56.4%，本段時期主要工作是搞好層間產量接替和平面注采強度調整，擴大注入水的波及體積，確保油田高產穩(wěn)產（見表1）。

表1 X291長62油藏見水井動態(tài)特征

1.2 受控因素

1.2.1 儲層非均質性 X291長62油藏平均滲透率為0.5 mD，變異系數以0.4～0.6為主，突進系數以2～3為主，滲透率級差數值大部分在7以上，占65%，滲透率的最大級差達30，級差平均值為11，該區(qū)長6儲層非均質性程度為中等～強。儲層滲透率不均，導致注入水沿滲透率高的方向流動，而滲透率較小的方向注水波及較少，注水效果較差。

1.2.2 注水井吸水狀況差異 受沉積韻律和沉積相帶的影響，注水井吸水狀況差異較大。截止2015年11月底，X291油藏共測試吸水剖面37井次，其中吸水均勻的有21井次，吸水不均勻的16井次，比例達到43.2%，統(tǒng)計17口注水吸水剖面，注水井射開32段，其中10段吸水狀況較差，占30.5%，因此，控制高滲區(qū)注水量和注水強度，增加中低滲透段吸水強度是保持注入水驅替均勻，控制對應油井含水上升的關鍵。

1.2.3 隔夾層發(fā)育 主力開發(fā)層長622砂體厚度大，夾層發(fā)育，類型以鈣質夾層為主，橫向延伸距離為1～2個井距。通過對主力開發(fā)區(qū)60口井夾層統(tǒng)計，單井夾層數平均為3.1層，單井累計夾層厚度平均為3.2 m；單井最大夾層數5層，最大單井累計夾層厚度9.6 m，夾層密度平均13.5%，夾層頻率為0.08層/米。相關開發(fā)經驗表明，周期注水的效果與夾層發(fā)育程度存在負相關的關系，所以，目前17口注水井中10口采用分層注水，一定程度上改善了這一問題。

1.2.4 儲層發(fā)育裂縫及潛裂縫 裂縫性見水油井的見水特征為：水線推進速度較快，從見水到高含水階段平均周期較短，見水后液量、液面、壓力上升明顯；對應注水井停注后液量快速下降，對注水井反應敏感。這類井普遍為見注入水。該區(qū)域X294-39、X294-37、X296-41、X298-39、X296-39相繼發(fā)生水淹，通過動態(tài)驗證確定X291油藏發(fā)育NE45°裂縫，注入水沿裂縫與油井溝通，導致迅速暴性水淹。目前在該方向上已發(fā)現4條水線。

2013年對X298-38井組開展示蹤劑測試，測試結果顯示油藏南部除在NE45°方向水線推進速度較大外，X298-38-X299-37方向推進較快（見表2），可以說明該方向為水驅優(yōu)勢方向，2016年5月該井發(fā)生暴性水淹，液量由1.8 m3上升至8.5 m3，含水突升至100%。X298-38初期注水壓力為6 MPa，后不斷上升至10 MPa，X293-37水淹后油壓降至8.5 MPa。說明這一方向存在潛裂縫，注水壓力不斷升高迫使裂縫開啟。

2016年4月X296-40檢串停注，停注后X297-41液量含水均明顯下降，5月開注后發(fā)現新296-39含水上升至100%，后對該井進行停注驗證，停注后，X296-39含水逐漸下降（見圖1），證明了之前所提到的NE45°方向存在裂縫的結論，但是除此之外發(fā)現X297-41液量含水依舊在下降，這充分說明X297-41注水見效，受X296-40影響比較大，該方向也是水驅優(yōu)勢方向，存在改造裂縫的可能性很大。

表2 X298-38井組對應油井動態(tài)監(jiān)測情況表

圖1 X297-41，X296-39注采對應曲線

2 治理對策及效果

2.1 精細平面注采調整，均衡平面水驅效果

X291長62油藏受儲層非均質性影響，注水平面受效不均，導致平面壓力分布和產液水平不均，需均衡油藏的見效程度和平面壓力分布，油藏中部優(yōu)勢方向上油井注水見效快，產液量高，需進行控液生產，以降低含水上升速度。

2015年為均衡平面水驅，提高單井產量，提出強化注水4井次，在含水上升井組對應井弱化注水1井次，單井日增油0.48 t，累計增油402 （t見表3）。2015年實施以壓裂為主的油井措施共12口，初期平均單井日增油1.5 t，截止2015年底平均生產3個月日增油0.93 t，累計增油1 456 t，但措施后由于注水效果提高，油井含水上升14%（見表4）。2016年該區(qū)域實施暫堵壓裂2口效果明顯，實現日增油1.92 t。

針對平面受效不均單元，實施主向控液和側向引效措施，擴大注入水的波及體積，均衡油藏的見效程度和地層壓力分布。西部低產區(qū)注采比偏大，可以對X292-36、X294-36井下調配注；而對于側向上的油井如X295-39、X295-37、X297-38，目前注水見效不明顯，液量含水均比較低，可以進行措施提液。

2.2 加強剖面治理，改善水驅狀況

2.2.1 化堵調剖 X291區(qū)目前由于儲層裂縫發(fā)育、物性差異大所形成的注水井吸水剖面不均、尖峰狀吸水剖面，對油藏的開發(fā)帶來了不利影響。2015年針對NE45°水驅優(yōu)勢方向，實施堵水調剖3口，目標油井液量液面均呈下降趨勢。當年實現單井日增油0.26 t，累計降水3 295 m3。

2016年X291長62油藏實施化堵調剖3井次，對比措施前注水壓力由8.3 MPa上升到9.8 MPa，表明裂縫得到有效封堵，對比吸水剖面發(fā)現剖面得到了很好的改善，實現日增油2.64 t。

2.2.2 暫堵酸化 指狀、尖峰狀等不均勻吸水，實行暫堵酸化，X291油藏吸水剖面測試共有11井次指狀、尖峰狀吸水。

2015年6月對X292-36進行暫堵酸化，措施前該井為尖峰狀吸水，措施后為均勻吸水，吸水厚度由4.4 m上升到9.7 m，措施效果明顯；該區(qū)X294-34、X292-38吸水不均勻，建議進行暫堵酸化，增加吸水厚度，提高水驅效率。

2.2.3 選擇性增注 對主力層多段動用吸水剖面表現為一段或兩段不吸水井進行選擇性增注，改善吸水剖面。

2012-2015年對研究區(qū)5口注水井壓力高的井進行酸化增注，2口井進行電脈沖解堵增注，平均油壓由11.06 MPa下降到7.6 MPa，措施效果明顯。

通過注采調整和剖面治理，X291長62油藏水驅情況得到了很好的改善，2016年6月，對比2015年吸水剖面均勻吸水比例由50%上升到75%，水驅動用程度由52.8%上升到53.9%，平均單井吸水厚度由7.75 m上升到8.0 m，含水上升率由2015年6月7.5%下降到1.2%，階段綜合遞減由2015年6月的0.6%

表3 2015年X291油藏注水調整效果跟蹤表

表4 新291油藏2015年油井措施效果表

下降到-1.7%。

3 結論與認識

（1）X291長62油藏主要為條帶狀見水和點狀見水，含水以20%～40%為主，見水類型主要為地層水、裂縫型和孔隙-裂縫型。

（2）該區(qū)域儲層非均質性為中等～強，并且夾層和裂縫及潛裂縫發(fā)育，是影響見水規(guī)律的主要因素。

（3）該區(qū)主要發(fā)育NE45°裂縫，為水驅優(yōu)勢方向，但是局部發(fā)育改造縫和潛裂縫，當注水壓力和注水量達到一定程度時會迫使裂縫開啟，從而造成水淹。

（4）通過總結驗證，平面調整、剖面治理（化堵調剖、暫堵酸化、選擇性增注）對該油藏效果明顯，有效地提高了水驅動用程度，降低了遞減。

（5）油藏裂縫發(fā)育，水淹矛盾較為突出，為進一步驗證油井見水方向，及時封堵裂縫，實現油田穩(wěn)產開發(fā)，建議開展動態(tài)監(jiān)測，評價注水效果，為該區(qū)域注水政策的制定提供依據。

（6）精細小層對比、加強單砂體的劃分和刻畫研究，這是隨著開采程度不斷加深，提高采收率最重要的研究方向。

［1］ 畢凱.低滲-特低滲油藏中高含水期油井控水增油技術研究［D］.西安：西北大學，2013.

［2］ 吳曉明.華慶地區(qū)長6油藏裂縫見水規(guī)律研究［D］.西安：西安石油大學，2014.

TE357.61

A

1673-5285（2017）05-0094-04

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.05.023

2017－04-09

王軍，男（1990-），2015年畢業(yè)于中國石油大學（華東）資源勘查工程專業(yè)，目前就職于中石油長慶油田分公司第九采油廠五谷城采油作業(yè)區(qū)生產技術室，主要從事油田開發(fā)方面工作。