賀彤彤，劉俊剛，王 剛，莊騰騰，王 凱，張 婧

（ 中國石油長慶油田分公司第九采油廠，寧夏銀川 750006）

研究區(qū)（ 新255 區(qū)、新291 區(qū)）處于陜北斜坡中部，為一平緩的西傾單斜（ 傾角小于1 度）背景上發(fā)育的多組軸向近東西向的鼻狀隆起構(gòu)造。 主力油層三疊系長6 儲(chǔ)層為湖成三角洲沉積， 巖性以灰綠色細(xì)粒硬砂質(zhì)長石砂巖為主，成分及結(jié)構(gòu)成熟度低，巖性致密。 長6可分為長61、長62、長63三個(gè)小層，儲(chǔ)層孔隙度發(fā)育中等，平均滲透率低，屬低滲透儲(chǔ)層。

1 見水現(xiàn)狀

當(dāng)前，研究區(qū)油井已全部見水，含水以20 %～40 %為主。 見水主要以地層為主，含鹽以大于5×104mg/L 為主，占總數(shù)的77 %（ 見圖1）。

圖1 研究區(qū)油井含鹽統(tǒng)計(jì)分布圖

在平面上， 見注入水多見與油藏中部采出程度較高區(qū)域，見地層水多分布于油藏邊部。油井見注入水有孔隙型見水和裂縫型見水， 后者是導(dǎo)致油井含水大幅上升和產(chǎn)量下降的原因， 在新255 區(qū)尤為明顯； 如旗57-111—旗64-118 主向油井4 口全部水淹， 旗54-114—旗60-116 主向油井3 口，水淹2 口。裂縫型水淹在研究區(qū)較為突出，直接威脅到油區(qū)穩(wěn)產(chǎn)。

2 油井見水原因分析

2.1 儲(chǔ)層非均質(zhì)性

儲(chǔ)層非均質(zhì)性影響油井的見水時(shí)間及見水后含水的上升速度， 其中主要影響因素為儲(chǔ)層滲透率的非均質(zhì)性。 研究區(qū)滲透率主要分布在（ 0.01～3）×10-3μm2，其頻率占91 %，平均滲透率為1.4×10-3μm2，屬于低滲透油藏。 滲透率的非均質(zhì)性對注水過程中的水驅(qū)方向具有主導(dǎo)作用，使得注入水沿著滲透率稍大的孔道流動(dòng)，而小孔道則未充分水洗， 導(dǎo)致平面和剖面上的水驅(qū)不均。

研究區(qū)平面上除裂縫水淹井外， 含水分布與該區(qū)儲(chǔ)層物性分布規(guī)律具有一定的關(guān)聯(lián)性。一方面，儲(chǔ)層物性較好區(qū)域，較好的滲流條件導(dǎo)致其較高的采出程度，從而導(dǎo)致含水上升；另一方面，該區(qū)域注入水推進(jìn)速度較快，油井見效早，含水上升較快。

研究區(qū)剖面水驅(qū)不均現(xiàn)象較為明顯。 新255 區(qū)2013 加大分層調(diào)配力度，共計(jì)調(diào)配19 井次，加強(qiáng)小層精細(xì)注水，提高單井吸水厚度和水驅(qū)動(dòng)用程度，其中單井吸水厚度由2012 年的6.85 m 上升到9.42 m， 水驅(qū)動(dòng)用程度由2012 年的58.8 %上升到61.1 %。 2013 年測得35 口水井剖面均勻吸水比例為51.4 % ，較2012年均勻吸水比例有所下降。主要為17 口水井剖面吸水狀況較差，多呈現(xiàn)為指狀吸水、部分層段吸水，導(dǎo)致油藏水驅(qū)動(dòng)用程度較低。新291 區(qū)2013 年測得7 口水井剖面均勻吸水比例為57.1 %， 較2012 年均勻吸水比例有所下降。其中3 口水井剖面吸水狀況較差，多呈現(xiàn)為指狀吸水、部分層段吸水，導(dǎo)致油藏水驅(qū)動(dòng)用程度較低，油藏整體水驅(qū)動(dòng)用程度較低。

2.2 儲(chǔ)層微裂縫

由于人工裂縫和天然微裂縫的影響， 注入水易沿裂縫方向快速推進(jìn)，造成相應(yīng)油井水淹，對應(yīng)注水井吸水剖面多呈尖峰狀或指狀； 而側(cè)向油井見效緩慢或者長期不見效，流壓下降明顯，液量遞減較大，削弱了井網(wǎng)的儲(chǔ)量控制程度。研究區(qū)裂縫型水淹較為突出，尤其在新255 區(qū)。 2013 年通過對水淹井的動(dòng)態(tài)驗(yàn)證及示蹤劑測試，驗(yàn)證來水方向，確定了研究區(qū)主要裂縫的發(fā)育部位和發(fā)育方向。

2.2.1 新255 區(qū) 結(jié)合注入水動(dòng)態(tài)驗(yàn)證， 判斷新255區(qū)裂縫主向?yàn)榫W(wǎng)主向NE75°， 目前主要水淹條帶有2 條，2013 年新增水淹井8 口， 目前水淹油井共計(jì)19口，其中注水水淹11 口，見地層水8 口。

新255 區(qū)水淹實(shí)例： 油藏中部旗58-112—旗64-118 裂縫條帶油井水淹4 口，注水井尖峰吸水，主側(cè)向壓差8.1 MPa，側(cè)向10 口油井，對比去年12 月，流壓由5.32 MPa 下降到3.10 MPa，單井液量下降2.1 m3，單井產(chǎn)量下降0.6 t，平均月度遞減4.9 %（ 見表1）。

2.2.2 新291 區(qū) 根據(jù)動(dòng)態(tài)驗(yàn)證情況， 判斷新291 區(qū)油藏發(fā)育NE40°方向的水淹條帶，目前已發(fā)現(xiàn)3 條，分布在油區(qū)西北部，水淹油井4 口；另外，在水淹條帶上4 口油井含水明顯上升，存在水淹威脅。2013 年對裂縫帶部位注水井采取化學(xué)堵水和弱化不穩(wěn)定注水， 對應(yīng)油井增油效果明顯。

針對新291 油藏東南部優(yōu)勢見水方向不明確，動(dòng)態(tài)驗(yàn)證效果不明顯，2013 年對新298-38 井組開展示蹤劑測試。 測試結(jié)果（ 見表2）顯示油藏南部除在E40°方向水線推進(jìn)速度較大外，SE170°方向注入水推進(jìn)較快，速度高達(dá)160.7 m/d。

3 見水井治理對策

3.1 加強(qiáng)動(dòng)態(tài)監(jiān)測，明確來水方向

油藏動(dòng)態(tài)監(jiān)測及分析技術(shù)是開展油藏動(dòng)態(tài)分析，進(jìn)一步認(rèn)識(shí)和評價(jià)油藏的重要手段， 是進(jìn)行油藏開發(fā)調(diào)整的重要依據(jù)。根據(jù)新255 區(qū)油藏裂縫發(fā)育，水淹矛盾較為突出，為進(jìn)一步驗(yàn)證油井見水方向，及時(shí)封堵裂縫，實(shí)現(xiàn)油田穩(wěn)產(chǎn)開發(fā)，2014 年計(jì)劃開展示蹤劑測試3井次（ 旗53-119、旗55-119、旗63-111），通過示蹤劑井間監(jiān)測，重點(diǎn)評價(jià)油藏注水未見效部位水驅(qū)狀況，評價(jià)注水效果，為該區(qū)域注水政策的制定提供依據(jù)。

表1 旗58-112—旗64-118 裂縫條帶側(cè)向井產(chǎn)量變化表

表2 新298-38 井組對應(yīng)油井動(dòng)態(tài)監(jiān)測情況表

表3 研究區(qū)分流動(dòng)單元開發(fā)技術(shù)政策優(yōu)化表

3.2 精細(xì)平面注采調(diào)整，制定合理技術(shù)政策

針對研究區(qū)不同的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征， 制定了分流動(dòng)單元合理技術(shù)政策。在地層能量不足區(qū)域，注水見效差的區(qū)域，采取局部強(qiáng)化注水措施；針對油藏裂縫發(fā)育，油井水淹嚴(yán)重區(qū)域，在整體維持目前注水政策的同時(shí)，局部精細(xì)注采調(diào)控，輔之以吸水剖面治理，試驗(yàn)裂縫帶整體化學(xué)堵水（ 見表3）。

3.3 加強(qiáng)剖面治理，改善水驅(qū)狀況

3.3.1 化學(xué)堵水 化學(xué)堵水是指通過化學(xué)劑的物理、化學(xué)堵塞作用，限制或降低出水層段的產(chǎn)水能力，同時(shí)限制或降低高滲層段的吸水能力， 改善注水井吸水剖面，進(jìn)而改變水驅(qū)方向，提高水驅(qū)波及體積，提高采收率。 2013 年新291 區(qū)新294-38 井組E40°方向裂縫型水淹；通過對注水井實(shí)施化學(xué)堵水，其對應(yīng)水淹井（ 新294-37、新294-39）見油效果明顯（ 見圖2）。 2014 年計(jì)劃對新291 區(qū)新292-38、 新294-38 實(shí)施化學(xué)堵水（ 2013 年新294-38 化學(xué)堵水9 月失效）， 對新255 區(qū)旗51-121 等7 口注水井實(shí)施裂縫帶整體化學(xué)堵水，有效緩解油井水淹矛盾。

3.3.2 選擇性增注 對部分注水井吸水剖面表現(xiàn)為主力層多段動(dòng)用， 一段或兩段不吸水，2014 年計(jì)劃對新255 區(qū)旗53-117、旗57-111、旗59-111、旗67-113 共4 口井及新291 區(qū)新300-40 井實(shí)施選擇性增注，均衡剖面水驅(qū)，緩解層間水驅(qū)不均矛盾，有效發(fā)揮多段油層產(chǎn)能。

圖2 新294-38 井生產(chǎn)曲線

3.3.3 暫堵酸化 儲(chǔ)層剖面非均質(zhì)性導(dǎo)致注入水在高滲段單向突進(jìn)，吸水剖面呈尖峰狀，部分層段不吸水，降低油藏水驅(qū)動(dòng)用程度。 2014 年計(jì)劃對新255 區(qū)旗57-115、旗59-1171、旗61-109、旗63-109、旗65-111共5 口井實(shí)施暫堵酸化，緩解層內(nèi)水驅(qū)不均矛盾，提高油藏水驅(qū)動(dòng)用程度。

4 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

研究區(qū)總體含水穩(wěn)定，但局部高含水多見，主要為條帶狀見水和點(diǎn)狀見水。該階段控制含水上升速度、對高含水井采取相應(yīng)措施是保證油藏穩(wěn)產(chǎn)的重要任務(wù)。通過對見水現(xiàn)狀及見水原因進(jìn)行分析， 初步總結(jié)了研究區(qū)長6 油藏的見水規(guī)律， 針對研究區(qū)不同生產(chǎn)特征的區(qū)域制定了相應(yīng)開發(fā)技術(shù)政策和剖面調(diào)整措施。

（ 1）當(dāng)前，研究區(qū)油井已全部見水，含水以20 %～40 %為主。 見水主要以地層為主， 含鹽以大于5×104mg/L 為主，占總數(shù)的77 %。

（ 2）油井見注入水以裂縫型見水為主，是導(dǎo)致油井含水大幅上升，產(chǎn)量下降，直接威脅油藏穩(wěn)產(chǎn)任務(wù)。 新255 區(qū)發(fā)育裂縫以NE75°為主， 目前發(fā)現(xiàn)裂縫發(fā)育帶兩條， 水淹油井6 口； 新291 區(qū)發(fā)育裂縫以NE40°為主，水淹油井4 口；東南部除NE40°方向水線推進(jìn)較快外， SE180°方向亦是注入水推進(jìn)的優(yōu)勢通道。

（ 3）針對研究區(qū)不同區(qū)域不同油水井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)，制定了不同流動(dòng)單元合理的技術(shù)開發(fā)政策和剖面調(diào)整措施。

［ 1］ 沈煥文，等.低滲透三疊系長6 油藏見水特征分析及治理對策［ J］.石油化工應(yīng)用，2011，30（ 2）：36-40.

［ 2］ 劉強(qiáng)灸，樊華，張鵬，等.虎狼峁長6 油藏水淹井治理技術(shù)研究［ J］.石油化工應(yīng)用，2011，30（ 8）：34-38.