卓紅，萬磊，何秀玲 (中國石油集團(tuán)測井有限公司生產(chǎn)測井中心，陜西 西安 710201)

佘剛 (中國石油集團(tuán)測井有限公司青海分公司，甘肅 敦煌 736200)

張學(xué)，范銳 (中國石油集團(tuán)測井有限公司生產(chǎn)測井中心，陜西 西安 710201)

x42區(qū)塊地處陜西省延安市吳起縣境內(nèi)，區(qū)域內(nèi)發(fā)育長4+5油層組、 長61油層、長63油層、長8油層組等含油層系，主力油層長61油層為三角洲前緣水下分流河道沉積，井均有效厚度30.1m，孔隙度12.9%，空氣滲透率1.73mD，為特低滲透儲層[1]。x42區(qū)塊長6油層組油藏為一個西傾的低幅鼻狀隆起構(gòu)造，自東部向西部呈東西向軸線、由東向西傾沒，幅度為3.4m/km，高程差34m，南北向等高線不閉合。油藏局部由于差異壓實(shí)作用影響，形成一些微幅隆起或小型鼻狀隆起等構(gòu)造。

x42區(qū)塊長6油層組油藏2005年開始在吳倉堡區(qū)油藏東南部以井距520m，排距80m、100m、120m矩形井網(wǎng)建產(chǎn)開展先導(dǎo)試驗(yàn)，2006年開始調(diào)整為520×150m的菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)，并以此為主要井網(wǎng)形式大規(guī)模滾動建產(chǎn)[2]。

1 研究背景

在多年開發(fā)過程中，x42區(qū)塊長6油層組油藏出現(xiàn)的問題主要有下面幾個方面。

1.1 層間壓力不均

1.2 平面水驅(qū)不均

總體來說，區(qū)塊應(yīng)力最大方向?yàn)閮?yōu)勢水驅(qū)方向，x42區(qū)塊長6油層組最大應(yīng)力方向?yàn)楸睎|-南西向，表1為x42區(qū)塊按井網(wǎng)油井見水方向統(tǒng)計(jì)表。

圖1 x42區(qū)塊長6油層組油藏歷年分層壓力柱狀圖 圖2 x42區(qū)塊長6油層組油藏區(qū)域?qū)娱g壓力對比柱狀圖

油井類型見水方向 見水井?dāng)?shù)/口平均見水周期/d單井累計(jì)采油/t所占比例/%側(cè)向NE52°北東南西向100906228170.4 側(cè)向NW72°北西南東向241014575116.9 主向NE76°角井18717459312.7 合計(jì) 142400～9404208

1.3 剖面水驅(qū)不均

圖3 x42區(qū)塊長和長小層射孔層段滲透率極差分布圖

1.4 層間產(chǎn)液不均

2007年長6油層組油藏綜合含水率突破20%，進(jìn)入中含水開發(fā)階段后，主力油層普遍見水，油藏水驅(qū)狀況變差，平面、剖面矛盾加劇，含水上升加快；同時(shí)，油藏流壓下降，生產(chǎn)壓差加大，地層堵塞加劇，采液、采油指數(shù)下降，兩項(xiàng)遞減逐步加大，尤其是油井見水后采液(油)指數(shù)下降。

表2 x42區(qū)塊長6油層組油藏儲層層內(nèi)非均質(zhì)評價(jià)參數(shù)表

2 x42區(qū)塊長6油層組儲層歷年吸水剖面縱向?qū)Ρ确治?/h2>

主要對注入剖面隨著開發(fā)階段的演進(jìn)進(jìn)行縱向分析[6]，對不同開發(fā)階段影響注產(chǎn)剖面變化的因素進(jìn)行研究，研究不同開發(fā)階段影響注產(chǎn)剖面變化的動態(tài)因素。

2.1 x42區(qū)塊長6油層組儲層吸水剖面形態(tài)變化分析

收集x42區(qū)塊自2008年至2014年共計(jì)54口注水井、207多井次注入剖面測井資料，對收集注入剖面測井資料次數(shù)超過3次的重點(diǎn)井進(jìn)行了對比分析，從縱向上分析了單井吸水層位的歷年變化規(guī)律。

通過對x42區(qū)塊長6油層組吸水剖面變化情況統(tǒng)計(jì)，詳細(xì)分析了每一口注水井的不同時(shí)間測井資料的注入層位資料，采取措施的時(shí)間和方式資料，對吸水厚度、吸水形態(tài)變化情況進(jìn)行了描述[7]，主要從7個方面進(jìn)行：A：吸水厚度逐漸增大；B：吸水形態(tài)由尖峰狀單層突進(jìn)變均勻吸水；C：措施起明顯作用；D：吸水厚度變化不大；E：吸水厚度逐漸減?。籉：吸水形態(tài)由均勻變尖峰狀單層突進(jìn)；G：其他情況。

圖4 吸水厚度、吸水形態(tài)變化情況統(tǒng)計(jì)頻率圖

從上面分析可以看出，x42區(qū)塊長6油層組儲層隨開發(fā)時(shí)間的延長，水井各種增注效果措施的實(shí)施，注水剖面有68.97%的層均勻吸水，從注入剖面測井資料看，吸水厚度基本和儲層打開厚度相當(dāng)。另外28.45%隨開發(fā)時(shí)間的延長，吸水厚度在減小，吸水形態(tài)由均勻變尖峰狀單層突進(jìn)[9]，見表3。

表3 x42區(qū)塊長6油層組吸水性質(zhì)描述統(tǒng)計(jì)表

2.2 x42區(qū)塊長6油層組儲層吸水剖面厚度、形態(tài)和吸水比變化原因分析

2.2.1 儲層打開厚度對吸水厚度的影響

由于同位素吸水剖面是通過測量微球載體在井壁上的濾積量來測量注水量和注入強(qiáng)度，如果套管與地層之間膠結(jié)良好，原則上，吸水厚度小于或等于射孔段厚度，也就是小于或等于儲層打開厚度。

圖5 x42區(qū)塊長小層打開厚度與吸水厚度交會圖 圖6 x42區(qū)塊長小層打開厚度與吸水厚度交會圖

2.2.2 x42區(qū)塊長6油層組儲層巖性、物性對吸水比的影響

圖7 x42區(qū)塊長小層打開厚度與吸水比交會圖 圖8 x42區(qū)塊長小層打開厚度與吸水比交會圖

聲波時(shí)差代表孔隙度的高低，自然伽馬代表儲層泥質(zhì)含量，自然電位幅度大小能夠代表儲層滲透性相對好壞。從表4可以看出，對儲層吸水比影響最大的因素為儲層孔隙度。

表4 x42區(qū)塊長、長小層儲層吸水比與儲層巖性、物性對比表

x42區(qū)塊長6油層組所有注水井都是分注井，每層的配注量對該層的吸水比影響很大。但有一點(diǎn)必須指出，不同層的配注量比值越接近儲層自然吸水比時(shí)，配注量最穩(wěn)當(dāng)，也就是調(diào)配周期最長，也可以說是無限長[13]。不同層的配注量比值與儲層自然吸水比差值越大時(shí)，最長調(diào)配周期越短。

2.2.3 x42區(qū)塊長6油層組儲層巖性、物性對同位素吸水剖面形態(tài)的影響

對于x42區(qū)塊長6油層組儲層來說，儲層孔隙度、滲透率極差對儲層不均勻吸水影響比較大，但比孔隙度、滲透率極差影響更大的是開發(fā)裂縫。儲層一旦形成開發(fā)裂縫，注入水就會快速推進(jìn)，油井就越容易形成水淹[14]。

2.2.4 重力分異作用對x42區(qū)塊長6油層組儲層吸水剖面形態(tài)的影響

從表4中x42區(qū)塊長6油層組吸水剖面變化情況統(tǒng)計(jì)表分析可以看出，其儲層吸水剖面形態(tài)受重力分異作用影響的層很少，甚至沒有。x42區(qū)塊長6油層組低滲儲層注入剖面吸水狀況主要受達(dá)西規(guī)律控制，即相對高的滲透層段形成主吸層，相對較差層段形成次吸層，重力分異作用很弱，從吸水剖面形態(tài)變化上基本看不出。

2.2.5 x42區(qū)塊長6油層組儲層吸水剖面橫向變化規(guī)律分析

對同類型油藏相同開發(fā)階段的注入剖面進(jìn)行對比，通過對注入剖面測井資料的研究和油層基礎(chǔ)地質(zhì)特征、開發(fā)動態(tài)分析進(jìn)行對比分析，系統(tǒng)研究影響注產(chǎn)剖面變化地質(zhì)因素[15]。

表5 x42區(qū)塊3個時(shí)期長、長小層平均吸水厚度和吸水比統(tǒng)計(jì)表

圖10 x42區(qū)塊3個時(shí)期長、長小層平均吸水厚度 圖11 x42區(qū)塊3個時(shí)期長、長小層吸水比 變化折線圖 變化折線圖

3 結(jié)論與建議

1)從吸水剖面資料總體統(tǒng)計(jì)分析，x42區(qū)塊長6油層組油藏吸水厚度比較大、比較均勻的儲層占68.97%，吸水厚度比較小、呈尖峰狀吸水的儲層占28.45%。

2)儲層打開厚度對吸水厚度的影響很大，x42區(qū)塊長6油層組油藏儲層最大吸水厚度受儲層打開厚度(射孔段厚度)影響很大。

3)長6油層組儲層打開厚度幾乎對吸水比無影響，自然吸水比受儲層巖性、物性影響比較大，實(shí)際吸水比受實(shí)際分層配注比影響。

5)長6油層組儲層巖性、物性對同位素吸水剖面形態(tài)的影響很大，重力分異影響比較小。

6)長6油層組吸水剖面形態(tài)，吸水強(qiáng)度、吸水比，吸水厚度變化成因模式主要有流體在儲層孔隙中的毛細(xì)管力，流體重力分異作用力，分層配注、爆燃壓裂、補(bǔ)孔酸化措施，每米射孔段的吸水強(qiáng)度等。