余強(qiáng) 席紅利 余鐘 劉佳

（1．中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第二采油廠 甘肅慶城 745100；2．中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第一采油廠 陜西延安 716000）

1 油藏概況

1.1 開(kāi)發(fā)歷程

西峰油田位于鄂爾多斯盆地西南端，2001年，按照“宏觀找油理論”和“三個(gè)重新認(rèn)識(shí)”指導(dǎo)思想，在西峰油田西17井獲得重大突破，先后建成白馬中、白馬南、董志、西41等長(zhǎng)8四大主力油藏，動(dòng)用地質(zhì)儲(chǔ)量1.64億噸，連續(xù)8年穩(wěn)產(chǎn)百萬(wàn)噸，已累計(jì)生產(chǎn)原油1247萬(wàn)噸。

圖1 西峰地區(qū)井口年產(chǎn)油曲線（2001-2018年）

1.2 裂縫發(fā)育，初期含水上升快

西峰油田整體裂縫發(fā)育。通過(guò)大地電位法、5700X-MAC、DSA與古地磁等手段監(jiān)測(cè)，該地區(qū)主應(yīng)力方向北東75-80度，井網(wǎng)部署主向與地應(yīng)力方向一致，投產(chǎn)后含水快速上升，低含水采油期短，采取注采優(yōu)化、堵水調(diào)剖、堵水壓裂等措施治理，效果不明顯，需要對(duì)水驅(qū)規(guī)律進(jìn)行再認(rèn)識(shí)，總結(jié)治理對(duì)策。

2 水驅(qū)規(guī)律再認(rèn)識(shí)

西峰油田開(kāi)發(fā)10余年來(lái)，水驅(qū)特征差異較大，突出表現(xiàn)為主向水淹后側(cè)向見(jiàn)水見(jiàn)效的差異性。截止油田目前見(jiàn)水434口，見(jiàn)水率84.3%，水淹282口，水淹率54.8%，地質(zhì)儲(chǔ)量采出程度僅3.95%；側(cè)向見(jiàn)水見(jiàn)效差異大，見(jiàn)水637口，見(jiàn)水率57.2%，水淹率8.0%。

從見(jiàn)水特征和水驅(qū)特征看，有三種不同的表現(xiàn)形式：白馬南側(cè)向見(jiàn)效慢（主向水淹，側(cè)向見(jiàn)效慢，主向水淹率82.7%，側(cè)向見(jiàn)水率14.2%，側(cè)向井壓力保持85.5%，地質(zhì)儲(chǔ)量采出程度4.55%），白馬中側(cè)向見(jiàn)水見(jiàn)效（主向水淹率44.1%，側(cè)向井見(jiàn)效比例95.0%，側(cè)向井壓力保持96.1%，地質(zhì)儲(chǔ)量采出程度20.49%），董志側(cè)向見(jiàn)效差異大（主向水淹率56.7%，側(cè)向井見(jiàn)水率63.5%，側(cè)向井壓力保持93.1%，地質(zhì)儲(chǔ)量采出程度5.31%）。

2.1 白馬南側(cè)向見(jiàn)效慢，采油速度低

白馬南2005年投入開(kāi)發(fā)，長(zhǎng)8平均滲透率0.69mD，采用菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)開(kāi)發(fā)，原始井排距540×220m，井網(wǎng)密度較小。受裂縫屏蔽作用，主向水淹快，側(cè)向見(jiàn)效慢，油井地層壓力保持水平僅85.5%，常規(guī)注采方式難以較快驅(qū)替?zhèn)认蚴Ｓ嘤汀?/p>

圖2 白馬南裂縫見(jiàn)水后主側(cè)向水驅(qū)效果圖

油水井注采壓差、主側(cè)向壓差均較大。該區(qū)原始地層壓力16.5MPa，從近幾年壓力變化看，水井壓力上升到36.5MPa，主向壓力19.2MPa，側(cè)向壓力14.1MPa，主側(cè)向壓差5.1MPa，側(cè)向驅(qū)替建立慢。

圖3 白馬南區(qū)歷年壓力曲線

2006年以來(lái)，開(kāi)展側(cè)向加密調(diào)整、體積壓裂等試驗(yàn)43口，實(shí)施區(qū)日產(chǎn)油從59噸上升到121噸，采油速度從0.30%上升到0.62%，較好地改善了油藏開(kāi)發(fā)效果，區(qū)域長(zhǎng)期保持低含水開(kāi)發(fā)。

2.2 白馬中側(cè)向見(jiàn)效見(jiàn)水，含水上升速度快

白馬中區(qū)2004年投入開(kāi)發(fā)，長(zhǎng)8平均滲透率2.72mD，采用菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)，井排距520×180m，標(biāo)定采收率21%，累計(jì)開(kāi)發(fā)14年，地儲(chǔ)儲(chǔ)量采出程度20.54%，地儲(chǔ)儲(chǔ)量采油速度0.63%，綜合含水55.4%。

平面水驅(qū)波及程度高，多方向見(jiàn)效見(jiàn)水。白馬中側(cè)向井見(jiàn)水比例95.0%，通過(guò)示蹤劑監(jiān)測(cè)（19井組）、水驅(qū)前緣測(cè)試(9井組)、動(dòng)態(tài)分析(85井次)等手段驗(yàn)證，平面見(jiàn)水呈多方向性。隨著開(kāi)發(fā)時(shí)間延長(zhǎng)，白馬中區(qū)主向含水上升減緩，側(cè)向含水上升加快，見(jiàn)水與見(jiàn)效同步發(fā)生，水驅(qū)效果較好。

縱向水驅(qū)差異大，低滲層動(dòng)用程度低。通過(guò)近5年產(chǎn)液剖面、剩余油測(cè)試顯示，主力層長(zhǎng)812-3動(dòng)用程度較高，同時(shí)層間水驅(qū)存在差異。

為挖潛低含水層剩余油，2016-2018年在白馬中開(kāi)展單砂體研究，進(jìn)一步精細(xì)注采對(duì)應(yīng)關(guān)系，精細(xì)剩余油刻畫，年均挖潛逾20口（定向壓裂低含水層5口，暫堵壓裂15口），年累計(jì)增油4500噸。

2.3 董志側(cè)向見(jiàn)效差異大，平面水驅(qū)不均

董志區(qū)處于物源的近端，儲(chǔ)層物性較差，通過(guò)19口取芯井、1487塊樣本分析，滲透率低于0.3mD比例達(dá)到51.2%，滲透率在1.0mD以上的比例僅12%，區(qū)塊平均滲透率0.53mD。2004年采用采用菱形反九點(diǎn)開(kāi)發(fā)，井排距540×130m，受微裂縫、物性等雙重因素影響，平面見(jiàn)效不均。

從壓力與液量的統(tǒng)計(jì)分析看，董志區(qū)不見(jiàn)效井長(zhǎng)期低液量、低含水，見(jiàn)效井液量增幅小、含水高。壓力保持水平低于90%的38口低壓井，平均單井日產(chǎn)液0.71方，日產(chǎn)油0.49噸，含水17.7%；壓力保持水平在90%以上的43口井，平均單井日產(chǎn)液1.87方，日產(chǎn)油0.76噸，含水51.5%。

表1 董志側(cè)向井壓力分級(jí)與見(jiàn)效特征對(duì)比表

3 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

（1）西峰油田開(kāi)發(fā)過(guò)程中，主向水淹是油田開(kāi)發(fā)面臨的難點(diǎn)，早期投入工作量大、投資大，但整體效果、效益不明顯，還需要技術(shù)人員開(kāi)展艱辛的努力，實(shí)現(xiàn)剩余油的有效挖潛。

（2）通過(guò)開(kāi)發(fā)動(dòng)態(tài)、試井、加密等手段，對(duì)油田水驅(qū)狀況有了更清晰的認(rèn)識(shí)，為后期挖潛方向奠定了基礎(chǔ)，加密調(diào)整、體積壓裂、開(kāi)窗側(cè)鉆、微球調(diào)剖等，將成為提高采油速度、提高開(kāi)發(fā)水平的主要手段，將在油田繼續(xù)推廣。

（3）隨著采出程度、累計(jì)注水量的增加，水驅(qū)特征日趨復(fù)雜化，需要對(duì)儲(chǔ)層持續(xù)開(kāi)展精細(xì)小層劃分、精細(xì)單砂體刻畫，指導(dǎo)注采調(diào)整、分層注水、封層補(bǔ)孔等工作，實(shí)現(xiàn)油田在低水平下的長(zhǎng)期穩(wěn)產(chǎn)。