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(zhì)性和裂縫發(fā)育影響，逐漸暴露出水驅(qū)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(jīng)濟(jì)效益，不斷完善開發(fā)技術(shù)政策和總結(jié)精細(xì)注采調(diào)整技術(shù)，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(chǔ)，具有非常重要的現(xiàn)實(shí)意義。

X291長62油藏；見水機(jī)理；治理技術(shù)

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(gòu)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(xì)～細(xì)粒巖屑質(zhì)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(chǎn)，施行同步注水開發(fā)，該油藏非均質(zhì)性較強(qiáng)，滲透率級差較大，在開發(fā)初期均經(jīng)過壓裂改造。目前油井開井50口，日產(chǎn)油60 t，動用含油面積4.94 km2，動用地質(zhì)儲量251.94× 104t，采出程度2.58%，水驅(qū)動用程度53.5%；水井開井18口，單井日注26 m3，累計(jì)注采比2.91。

1 見水規(guī)律及受控因素分析

1.1 見水現(xiàn)狀及規(guī)律

根據(jù)《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(jì)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(chǎn)初期見水，18%的油井位于構(gòu)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(dǎo)致該油藏?fù)p失產(chǎn)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(chǎn)量接替和平面注采強(qiáng)度調(diào)整，擴(kuò)大注入水的波及體積，確保油田高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)（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(zhì)性 X291長62油藏平均滲透率為0.5 mD，變異系數(shù)以0.4～0.6為主，突進(jìn)系數(shù)以2～3為主，滲透率級差數(shù)值大部分在7以上，占65%，滲透率的最大級差達(dá)30，級差平均值為11，該區(qū)長6儲層非均質(zhì)性程度為中等～強(qiáng)。儲層滲透率不均，導(dǎo)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(dá)到43.2%，統(tǒng)計(jì)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(qiáng)度，增加中低滲透段吸水強(qiáng)度是保持注入水驅(qū)替均勻，控制對應(yīng)油井含水上升的關(guān)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(zhì)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(jì)，單井夾層數(shù)平均為3.1層，單井累計(jì)夾層厚度平均為3.2 m；單井最大夾層數(shù)5層，最大單井累計(jì)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(guān)開發(fā)經(jīng)驗(yàn)表明，周期注水的效果與夾層發(fā)育程度存在負(fù)相關(guān)的關(guān)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(jìn)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(yīng)注水井停注后液量快速下降，對注水井反應(yīng)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(yàn)證確定X291油藏發(fā)育NE45°裂縫，注入水沿裂縫與油井溝通，導(dǎo)致迅速暴性水淹。目前在該方向上已發(fā)現(xiàn)4條水線。

2013年對X298-38井組開展示蹤劑測試，測試結(jié)果顯示油藏南部除在NE45°方向水線推進(jìn)速度較大外，X298-38-X299-37方向推進(jìn)較快（見表2），可以說明該方向?yàn)樗?qū)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(xiàn)新296-39含水上升至100%，后對該井進(jìn)行停注驗(yàn)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(jié)論，但是除此之外發(fā)現(xiàn)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(qū)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(yīng)油井動態(tài)監(jiān)測情況表

圖1 X297-41，X296-39注采對應(yīng)曲線

2 治理對策及效果

2.1 精細(xì)平面注采調(diào)整，均衡平面水驅(qū)效果

X291長62油藏受儲層非均質(zhì)性影響，注水平面受效不均，導(dǎo)致平面壓力分布和產(chǎn)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(chǎn)液量高，需進(jìn)行控液生產(chǎn)，以降低含水上升速度。

2015年為均衡平面水驅(qū)，提高單井產(chǎn)量，提出強(qiáng)化注水4井次，在含水上升井組對應(yīng)井弱化注水1井次，單井日增油0.48 t，累計(jì)增油402 （t見表3）。2015年實(shí)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(chǎn)3個月日增油0.93 t，累計(jì)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?qū)嵤憾聣毫?口效果明顯，實(shí)現(xiàn)日增油1.92 t。

針對平面受效不均單元，實(shí)施主向控液和側(cè)向引效措施，擴(kuò)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(chǎn)區(qū)注采比偏大，可以對X292-36、X294-36井下調(diào)配注；而對于側(cè)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(jìn)行措施提液。

2.2 加強(qiáng)剖面治理，改善水驅(qū)狀況

2.2.1 化堵調(diào)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(qū)優(yōu)勢方向，實(shí)施堵水調(diào)剖3口，目標(biāo)油井液量液面均呈下降趨勢。當(dāng)年實(shí)現(xiàn)單井日增油0.26 t，累計(jì)降水3 295 m3。

2016年X291長62油藏實(shí)施化堵調(diào)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(xiàn)剖面得到了很好的改善，實(shí)現(xiàn)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(shí)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(jìn)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(jìn)行暫堵酸化，增加吸水厚度，提高水驅(qū)效率。

2.2.3 選擇性增注 對主力層多段動用吸水剖面表現(xiàn)為一段或兩段不吸水井進(jìn)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(jìn)行酸化增注，2口井進(jìn)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(diào)整和剖面治理，X291長62油藏水驅(qū)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(qū)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(diào)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(jié)論與認(rèn)識

（1）X291長62油藏主要為條帶狀見水和點(diǎn)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(zhì)性為中等～強(qiáng)，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(qū)優(yōu)勢方向，但是局部發(fā)育改造縫和潛裂縫，當(dāng)注水壓力和注水量達(dá)到一定程度時會迫使裂縫開啟，從而造成水淹。

（4）通過總結(jié)驗(yàn)證，平面調(diào)整、剖面治理（化堵調(diào)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(qū)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(jìn)一步驗(yàn)證油井見水方向，及時封堵裂縫，實(shí)現(xiàn)油田穩(wěn)產(chǎn)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(jù)。

（6）精細(xì)小層對比、加強(qiáng)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(shù)研究［D］.西安：西北大學(xué)，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(xué)，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(xué)（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(chǎn)技術(shù)室，主要從事油田開發(fā)方面工作。