許志雄，楊 健，劉 可，杜四輩，馬云成，吳國(guó)文

（中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

姬塬油田北部位于陜北斜坡中段西部，構(gòu)造平緩，為一寬緩西傾斜坡，構(gòu)造平均坡度小于1°，平均坡降6~7 m/km。在這一區(qū)域背景上發(fā)育近東西向的鼻狀隆起。姬塬北部長(zhǎng)9油藏截至2011年12月該區(qū)共開油水井 178（142/36）口，單井砂體厚度 28.8 m，有效厚8.63 m，孔隙度11.57%，滲透率1.72 mD。井網(wǎng)東北部采用菱形反九點(diǎn)480 m×150 m井網(wǎng)，油藏西南部開發(fā)采用正方形300 m×300 m。

1 水驅(qū)控制因素分析

1.1 砂體的連續(xù)性

通過該區(qū)油藏剖面顯示，長(zhǎng)9油層自北向南、自西向東變薄變差，在油藏中部有不等厚度夾層存在，油藏邊部底水較發(fā)育。長(zhǎng)9油層整體連續(xù)性較好，無斷層發(fā)育，是注水開發(fā)基本因素。

1.2 儲(chǔ)層物性非均質(zhì)程度

從滲透率非均質(zhì)性看，一般滲透率的變異系數(shù)、極差和突進(jìn)系數(shù)越大，表明非均質(zhì)性程度越強(qiáng)，注水開發(fā)中更易發(fā)生注水前沿突進(jìn)，造成含水率突然上升。所以，滲透率非均質(zhì)性程度是控制注水開發(fā)油田見效見水的重要因素。長(zhǎng)9油藏滲透率儲(chǔ)層極差系數(shù)1.63、突進(jìn)系數(shù)1.22。從該區(qū)長(zhǎng)9油藏滲透率分布頻率圖也可得出該區(qū)長(zhǎng)9油藏非均質(zhì)性較強(qiáng)。

而從見效幅度與滲透率散點(diǎn)圖可得出，該油藏注水見效井其滲透率主要位于≥1.0 mD。而該油藏油井滲透率主要位于1.0~2.0 mD。認(rèn)為與分布頻率有關(guān)，可以看出，儲(chǔ)層非均質(zhì)程度對(duì)注水見效有一定影響。

圖1 姬塬油田北部長(zhǎng)9油藏滲透率頻率分布圖

圖2 長(zhǎng)9油藏見效幅度與滲透率散點(diǎn)圖

1.3 底水接觸類型

根據(jù)該區(qū)油井與底水接觸類型不同，分為3類接觸，對(duì)其見效情況進(jìn)行分析。

通過3類不同接觸類型其見效情況可看出，其共性為整體壓力保持較高水平。Ⅲ類接觸類型井初期遞減較Ⅰ、Ⅱ類較大，見效周期及見效幅度較之較小。分析原因?yàn)棰箢惤佑|井初期依靠自然能量開采，且底水不發(fā)育，無地層能量補(bǔ)充。而Ⅰ、Ⅱ接觸井初期底水發(fā)育，能量能夠及時(shí)恢復(fù)，遞減較小。而投入注水開發(fā)后，由于砂體連通性較好，Ⅲ類接觸井注水見效周期短，見效明顯。而Ⅰ、Ⅱ接觸類型井由于初期遞減小，注水見效不明顯。3種不同接觸類型井其見效狀況不同。認(rèn)為不同底水接觸類型是該區(qū)長(zhǎng)9油藏注水見效重要控制因素之一。

表1 姬塬北部長(zhǎng)9油藏分類見效井見效情況表

圖3 姬塬北部長(zhǎng)9油藏底水分布圖

1.4 儲(chǔ)層裂縫

2010年8月投入注水開發(fā)后，含水整體保持穩(wěn)定，無含水突升井，分析認(rèn)為該區(qū)長(zhǎng)9油藏天然裂縫不發(fā)育，油井經(jīng)過壓裂、酸化后投入開發(fā)。微裂縫開啟。通過不同投產(chǎn)方式見效情況不同。經(jīng)過壓裂投產(chǎn)井較酸化投產(chǎn)井初期遞減較大，初期液量較高，分析原因?yàn)樗峄懂a(chǎn)井位于底水發(fā)育區(qū)，初期依靠自然能量開采，地層能量能夠及時(shí)恢復(fù)。而壓裂投產(chǎn)井初期底水不發(fā)育，造成遞減較大，但初期經(jīng)過壓裂改造井，微裂縫開啟，導(dǎo)流能力提高，初期液量較高。從而可以認(rèn)為裂縫開啟后，裂縫導(dǎo)流性是該區(qū)油藏注水見效受控因素之一。

1.5 重力及沉積韻律對(duì)水驅(qū)影響

流體具有質(zhì)量，在滲流過程中收到重力場(chǎng)的作用力，流體表現(xiàn)出重力勢(shì)能Pz：

式中：Pz-表示重力勢(shì)能的壓力，Pa；ρ-流體密度，g/cm3；z-相對(duì)高差，m；g-重力加速度，m/s2。

受重力的影響,正韻律砂體水洗段位于韻律的下部,上部絕大多數(shù)未被水波及到,水驅(qū)效率低，剩余油富集；反韻律砂體下細(xì)上粗，滲透率值下低上高受到重力作用時(shí)水驅(qū)表現(xiàn)出驅(qū)油效率高的特點(diǎn)，韻律上部水淹較強(qiáng)，中部水淹中等，下部水淹較弱，剩余油分布于滲透率相對(duì)較低的下部層段。

1.6 不同井網(wǎng)開發(fā)方式

姬塬北部長(zhǎng)9油藏東北部采用菱形反九點(diǎn)480 m×150 m井網(wǎng)，油藏西南部開發(fā)采用正方形300 m×300 m。通過不同井網(wǎng)開發(fā)方式見效情況可看出，兩類井網(wǎng)前3個(gè)月初期遞減相近，菱形井網(wǎng)井前6個(gè)月遞減略大于正方形井網(wǎng)井，但正方形井網(wǎng)由于井距較短，注水見效幅度大于菱形井網(wǎng)區(qū)，但由于其投產(chǎn)時(shí)間較短，見效井比例小于菱形井網(wǎng)區(qū)，兩類井網(wǎng)見效周期相近。從而可以認(rèn)為長(zhǎng)9油藏不同井網(wǎng)開發(fā)方式對(duì)其注水見效有一定影響。

1.7 壓力保持水平

圖4 姬塬北部長(zhǎng)9油藏剩余油測(cè)試圖

表2 不同井網(wǎng)開發(fā)方式見效情況對(duì)比表

表3 姬塬北部長(zhǎng)9油藏測(cè)壓統(tǒng)計(jì)表

坊85-121井儲(chǔ)層屬低滲透均質(zhì)無限大地層，儲(chǔ)層完善程度好，近井地帶流動(dòng)正常，且壓力系數(shù)為0.928，表明該井地層壓力水平較高；該井具有裂縫存在特征。見效井主要位于壓力保持水平較高區(qū)域。占見效井70%。不同底水接觸類型區(qū)塊整體壓力保持水平較高。壓力保持水平高低是水驅(qū)見效主要控制因素之一。

圖5 姬塬北部長(zhǎng)9油藏壓力分布圖

2 取得認(rèn)識(shí)

通過對(duì)姬塬油田北部長(zhǎng)9油藏油水驅(qū)控制因素分析，得出以下認(rèn)識(shí)。姬塬油田北部長(zhǎng)9油藏砂體連續(xù)性較好，其水驅(qū)主要控制因素為裂縫導(dǎo)流性、壓力保持水平和底水接觸類型；儲(chǔ)層物性非均質(zhì)性、重力及沉積韻律、注水時(shí)機(jī)、開發(fā)井網(wǎng)對(duì)其有一定影響；在壓力保持水平較高情況下，通過該油藏不同底水接觸類型制定注水開發(fā)技術(shù)政策。

[1]朱玉雙，曲志浩，孫衛(wèi)，閆林，梁曉偉，等.低滲、特低滲油田注水開發(fā)見效見水控因素分析—以鄯善油田、丘陵油田為例[J].西北大學(xué)學(xué)報(bào)，2003，33（3）：311-314.

[2]李紅南，徐懷民，等.特低滲透儲(chǔ)層非均質(zhì)模式與剩余油分布[J].石油實(shí)驗(yàn)地質(zhì)，2006，28（4）：404-408.