姬塬油田池46區長8油藏見水特征分析

馬云成，李化斌，劉可，張 鵬，蔡 濤，楊 健，莫 磊

（中國石油長慶油田公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

姬塬油田池46區長8油藏位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡西端，為一寬緩的西傾單斜（傾角小于1°），背景上由于差異壓實作用，在局部形成起伏較小、軸向近東西或北東向（隆起幅度10～30 m）的鼻狀隆起，主力油層為三疊系長8儲層，屬湖盆三角洲前緣沉積體系，區內地層沉積連續完整，中間無突變缺失現象，沖積扇-扇三角洲廣泛發育，地層厚度西厚東薄，西粗東細，主體帶砂層厚度大于20 m，平均有效厚度16.8 m，平均有效孔隙度12.02%，平均滲透率1.31×10-3μm2。

1 油井見水特征研究

1.1 儲層非均質性強，注水易沿高滲帶（層段）突進

1.1.1 儲層物性特征分析 物性分析結果表明該區長8儲層總體屬于低孔、特低滲儲層。受沉積作用，橫向上表現出一定的非均質性，即東部的孔隙度與滲透率要好于西部，這與古水流為從東向西的方向有關。受成巖作用影響，在東部的儲層以建設性成巖溶蝕作用為主，而西部基本為破壞性成巖沉淀膠結作用為主。

縱向上孔隙度、滲透率的分布基本上受砂體沉積的控制，即水下河道發育，砂層厚度大的區域孔隙度、滲透率相對高，而水下河道不發育，砂層厚度薄的區域孔隙度、滲透率相對低。受沉積作用制約，儲層物性好區域注水開發后見效速度快且注水易沿高滲帶水驅突進，造成油井水淹，而儲層物性差的區域則注水不易見效。

1.1.2 單井物性特征分析 通過逐井深入儲層物性數據分析，從泥質含量、電阻和聲波時差縱向分布對比可以看出，儲層非均質性強，泥巖夾層或鈣質夾層普遍發育，將儲層分割且局部存在高滲層段，注水沿高滲層段突進特征明顯。

1.2 注水強度大，油井易見水

池46區長8油藏小井距開發（注采井網為130×480 m 菱形反九點），注采敏感性強，礦場實踐證明，注水強度1.0 能夠促進油井見效并保持見效穩定，注水見效周期為80～110 d；通過注采關系驗證，當油井見效后的注水強度大于1.0 時油井易見水，見水周期為120～150 d，見水特征為：見效幅度增大、液面保持水平高，并迅速見水。

1.3 采液強度大，油井易見水

池46區長8油藏具有原始地層壓力高（21.3 MPa），地飽壓差大特征，油藏初期產能高，通過礦場實踐證明，油井見效后合理的采液強度為0.4～0.6；在注水穩定而增大采液強度的情況下，油井易迅速見水，見水周期僅為30～50 d，見水特征為：液面持續上升并持續保持高液面、采液強度增大30～50 d 后即迅速見水，見水后產液量大幅上升。

1.4 局部受區域構造控制，油井易見水

通過對池46區長8油藏沉積構造研究表明，本區自北向南存在三條鼻隆構造，自東向西平均落差油藏北部較中部和南部小，其中油藏中部構造變化最大，自東向西平均落差為16.0 m，由于受構造控制，油井易在低構造位置或構造發生大的變化位置見水。

2 水驅狀況識別

2.1 油、水井試井曲線

開發實踐證明，池46區早期開發注水技術參數與油、水井的試井資料相關性強。試井曲線在中期或晚期段導數曲線轉平，出現平面徑向流動特征，為均勻驅替特征；而水驅沿高滲帶突進或水驅不均特征表現為在試井曲線的晚期段，雙對數曲線斜率增大，曲線出現突然下滑，導數曲線與壓差曲線呈平行線狀。試井資料的應用，是識別注水井水驅狀況的一個重要手段，不僅能夠定性評價早期開發油藏注水技術參數注水強度和注采比的合理性，而且能夠在油井動態發生變化前，通過有效的注采調控及剖面治理手段，避免水驅狀況差造成的油井產能損失。

2.2 注水井井口壓力

池46區油藏注水井水驅狀況的變化，與注水井井口壓力密切相關，注水井井口壓力隨壓力驅替系統的初步建立而逐漸增大，當壓力驅替系統完全建立后，注水井壓力趨于穩定；通過吸水剖面、試井資料結合開發動態驗證，均勻水驅特征為注水井井口壓力保持穩定；水驅沿高滲帶或裂縫突進特征為注水井井口壓力在油井動態發生變化前一個月左右，波動較大或突降，因此，注水井井口壓力的監控是識別油藏水驅狀況的另一重要手段。

3 油井見水治理研究

3.1 精細小層對比，持續優化、合理開發技術政策

池46區長8油藏開發初期流壓高、儲層非均質性強、局部儲層存在高滲帶（層段）是開發早期最明顯的特征，因此，結合油藏動態研究，迅速建立以“溫和注水”為中心的注水格局，實施以油藏動態研究為核心的精細注采調控，不斷驗證“溫和注水”技術思路，是控制和延緩油藏見水周期，實現油藏高效開發的基礎。

3.1.1 精細油藏注水 隨著油藏開發時間的延長，通過不斷總結油藏早期地質特征及開發特征的認識，一方面在動態響應模型研究的基礎上結合油藏沉積、成巖、儲層、動態等方面的綜合特征來界定流動單元；依據流動單元的劃分，針對不同流動單元的特征，實施分區域的差異化溫和注水技術；另一方面通過逐井進行儲層物性特征研究，精細小層對比，達到精細油藏注水的目的，控制和延長油井見水周期，保證油藏能夠實現目標化管理，持續高效開發。

表1 池46區2012年分區域注水開發技術政策

3.1.2 合理油藏平面采液 通過礦場實踐深入開展油藏工程論證，在不斷合理、優化油藏壓力系統和注水技術的基礎上，積極開展地層系數結合試油及目前產能，確定油井合理產能分布工作。即利用油井產量與K（油層絕對滲透率）、φ（油層孔隙度）、H（有效厚度）、Kφ（油層絕對滲透率×油層孔隙度）、KH（油層絕對滲透率×有效厚度）、Hφ（有效厚度×油層孔隙度）等參數進行大量相關性統計分析，找出與油井產能具有很好的正相關性的地層系數，結合試油成果及目前產能確定油井合理的產能，持續合理油藏平面采液分布，延長油井低含水采油期。

3.2 油、水井雙向堵水

通過拓展以往見水井僅治理對應注水井的治理思路，積極開展油、水井雙向堵水，切實有效的降低了見水油井含水，為見水井治理提供了方向。

3.2.1 注水井化學堵水 池46區長8油藏注水井化學堵水經歷了兩個階段，第一階段為試驗期，第二階段為調整并推廣應用期。

2010年池46區長8油藏局部注水沿高滲帶（層段）突進，油井見水后產能損失嚴重，借鑒盤古梁長6油藏的成熟化學堵水經驗，在池46區長8油藏開展注水井化學堵水試驗，但由于儲層及井網的差異，堵劑用量和施工排量過大，不僅對見水油井并未起到降低含水的作用，而且導致鄰井含水上升。

2011年通過深化儲層地質認識，及時優化化學堵水技術參數，在降低堵劑用量的同時，實施小排量多段塞注入，取得了見水油井含水明顯下降、鄰井含水保持穩定的良好效果，為池46區見水井的治理打下了堅實基礎。

3.2.2 油井化學堵水 2011年在注水井化學堵水取得重大突破后，針對部分見水油井含水沒有明顯下降問題，拓展注水井化學堵水思路，對見水油井也實施化學堵水，雙向封堵高滲帶（層段），以期達到降低含水的目的，通過油井堵水試驗，取得了見水油井含水大幅下降的良好效果，為見水油井的治理提供了可靠依據。

4 認識與結論

（1）池46區長8油藏油井見水主要表現為儲層非均質性強，注水易沿高滲帶（層段）突進、注水強度大、采液強度大、沉積構造影響等4 種特征，其中以儲層非均質性強為主要見水原因。

（2）試井曲線和注水井井口壓力是識別和判斷注水井水驅狀況的重要手段。

（3）精細小層對比，實施以油藏動態研究為核心的精細溫和注采調控，是控制和延緩油藏見水周期，實現油藏高效開發的基礎。

（4）通過拓展以往見水井僅治理對應注水井的治理思路，積極開展油、水井雙向堵水，是降低見水油井含水切實有效的手段，并為見水井治理提供了可靠依據。

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