靖安油田塞392長6油藏見水井治理技術研究

摘要：低滲透油藏由于其特殊的儲層物性，油井見水后采油指數大幅下降，延長低滲透油藏低含水采油期，提高低滲透油藏低含水采油期的采收率對低滲透油藏開發起著至關重要的意義。文章針對塞392長6油藏見水井逐漸增多的現狀，分析了油井見水的原因及動態特征，提出具有針對性的治理意見，并在指揮生產過程中取得了較好的實踐效果，在同類油藏開發中具有一定的借鑒意義。

關鍵詞：低滲透油藏；見水井；油井找水；堵水

一、見水井生產現狀

自2007年油藏注水開發開發以來，取得較好效果，截止2013年12月建成油井672口，開油井584口，日產油814t/d，綜合含水29.8%。由于儲層裂縫發育，非均質性強，見水井共232口，占油藏總井數34.2%，其中高含水停井35口，水淹未投產2口，開井195口，平均單井日產油1.05t，綜合含水59.1%，并且見水井逐年增加趨勢明顯，對油田長期穩產提出嚴峻挑戰。

二、見水井分類及特征

塞392長6油藏見水井主要成因油三種，一種是由于儲層本身物性差，含水飽和度較高，投產后直接高含水；第二種是由于地層堵塞導致油井高含水；第三種是由于裂縫或高滲帶存在導致的油井暴行水淹和由于注水強度過大或注水井剖面吸水狀況差導致的油井孔隙性見水。

（一）儲層物性差，原始水飽高導致油井投產高含水。塞392長6油藏油藏采取滾動擴邊的開發模式，在擴邊建產過程中風險不可避免，由于沉積和儲層非均質性影響，個別油井由于原始水飽較高，投產后高含水。開發動態特征體現為，試油高產水，投產即見水，低液量，高含水，高含鹽這類油井主要分布于油藏邊部，截止2013年12月見地層水井共52口，開井45口，占油藏總井數的7.7%，占見水總井數的22.4%，單井日產油0.80t，綜合含水37.1%，平均動液面1744m，含鹽78852mg/L（見表2-1）。

（二）地層堵塞導致油井含水上升。在低滲透油藏開發過程中，地層堵塞主要由于以下三個原因：①粘土礦物移動導致地層堵塞。低滲透油藏泥質含量高，特別是綠泥石和方解石含量較高，注入水礦化度低，油藏地層水礦化度高，油井見水后含鹽下降，致使附鐵綠泥石在PH值變化的條件下，形成了Fe（OH）2，和Fe（OH）3沉淀。在近井地帶由于留底速度不斷加快，部分粘土礦物顆粒雜質被運移至空隙孔吼處，造成堵塞。導致油相滲透率進一步下降，油井產量逐步降低。②水型不配伍導致地層堵塞。靖安三疊系油藏地層水型為CaCl2型，水中成垢陽離子（Ca2+、Ba2+）含量較高，而區域油藏注水主要取自洛河水，水型為CaSO4，富含成垢陰離子（HCO-、SO42-），兩者水型不配伍，可能形成CaSO4、BaCO3，堵塞地層空隙導致油井產能下降。③日常井下作業時導致的地層近井眼附近堵塞。低滲透油藏堵塞的生產特征主要表現為日產液、日產油、含鹽、動液面下降，含水上升，含鹽穩定。

（三）裂縫或高滲帶發育和注水強度大或剖面吸水不均導致的注入水導致油井含水上升

1、裂縫型見水井。塞392長6油藏屬三低油藏，油藏裂縫及微裂縫發育，在油藏注水開發中，裂縫具有雙重性質的作用：一方面裂縫可以提高注水井的吸水能力和采油井生產能力；另一方面容易使注入水沿裂縫竄進，造成生產井過早見水，甚至遭到暴性水淹。這類油井生產動態體現為試油、投產直接水淹或在生產開發過程中，產液量、含水、動液面上升，產油量、含鹽下降的特點。截止2013年12月裂縫型見水井共75口井，占到見水井總井數的32.3%，目前高含水關井26口，開井47口，平均單井產能1.38t，綜合含水66.3，平均動液面1382m，含鹽56059mg/L ，對比見水前損失產能60t/d（見表2-1）。

2、孔隙型見水井。由于低滲透儲層非均質性嚴重，同一儲層內的不同小層滲透率差異較大，層內存在局部相對高滲，這勢必造成注水井水線推進不均，出現注入水沿砂體高滲層突進，一旦大孔喉水道形成，則改變油井近井地帶的油水兩相滲透率，造成油井出水（即局部高滲薄層見水），而剖面上的弱水洗帶儲量動用程度較低，最終導致油井高含水、低液量，由于地層泄壓相對減少，能量則有所上升，油井表現出地層堵塞現象，產量與能量明顯不匹配。截止2013年12月孔隙型見水井共105口井，占到見水井總井數的45.3%，開井103口，平均單井產能1.36t，綜合含水44.0%，平均動液面1708m，含鹽59087mg/L，對比見水前共損失產能86t（見表2-1）。

三、見水井治理方法及效果評價

（一）油井找水技術。目前油田開發過程中針對見水井找水主要有注采調整驗證、示蹤劑測試、特殊動態監測、機械隔采等方法。

1、動態調整驗證。注采驗證關系法是在油田開發過程中運用的嘴普遍的一種方法，在低滲透油藏開發過程中主要采用對目標油井對應的注水井實施強注或者停注，再觀察目標油井的生產動態變化來驗證油水井之間是否有注采對應關系。塞392長6油藏采用注采動態驗證法共驗證注采對應關系井組13個。

2、示蹤劑驗證。示蹤劑監測技術是從注水井注入一定濃度的示蹤劑，在周圍油井監測示蹤劑濃度隨時間的變化情況，監測油層有無高滲透層或大孔道存在，跟蹤注水流向，分析油水井注采狀況和判斷斷層密封性等。塞392長6在油藏西部裂縫發育區進行了三個井組的示蹤劑測試取得了較好的找水效果。（圖1—圖3）

3、特殊動態監測。特殊動態監測在塞392長6油藏見水井分析中多有使用，主要測試方法有干擾試井、產液剖面測試、剩余油測試三種。

干擾試井測試技術在靖安塞392長6油藏見水井找水得到了有效應用，解釋結果與井組生產動態一致。（圖4—圖5）

產液剖面測試、剩余油測試作為精細油藏管理的有效監測手段，在低滲透油藏見水井治理方面也多有實用，截止目前塞392長6油藏共實施產液剖面測試15井次，剩余油測試5井次，通過現場隔采實驗與測試結果相吻合。

（二）見注入水油井治理效果及評價。在油藏開發過程中針對見水井日益增多的現狀，采取了合理注水開發政策、油井隔采、水井化堵、油井堵水等多種手段進行了水淹井治理，取得了較好效果。

1、平面精細注采調整。低滲透油藏其特殊的儲層物性，在油層能量較低時水相滲流能力大于油相滲流能力，油井生產動態體現為高含水（地層水），在這種情況下通過強化注水補充地層能量，改變油水兩相滲流，可有效降低油井含水。同時注水強度過大會導致沿高滲帶突進導致油井含水上升。2013年共實施強化注水135井次，其中5口投產初高含水的對應井見效，含水大幅下降，綜合含水由初期的35.9%下降到措施后的15.4%；實施弱化注水36井次，其中對應39口油井見效，生產動態體現為含水下降或含上升速度得到有效控制。通過對105口孔隙型見水井與相鄰正常生產井進行統計對比分析認為塞392長6油藏注水強度應控制在1.6-1.8m3/m.d。

2、多層系開發油井機械隔采。根據塞392油藏長612單采長621+2小層間距大特點，通過剩余油測試資料分析對6口井實施封長612單采長621+2小層，單井日增油0.8t，累積增油676t，措施有效期413d，取得了較好的效果。

3、注水井調剖與調驅。針對塞392長6油藏裂縫型見水的特征、規律及機理，在精細平面注采調整基礎上，采取物理或化學的方法改善注水井剖面的吸水情況和平面的水驅狀狀況，均勻水驅方向阻止裂縫再擴展，提高側向水驅波及體積，減緩油井含水上升，促使油井均勻見效。

2011-2013年共實施注水井化堵調驅29口，平均油套壓力上升2.8/2.9Mpa，實施深部調剖后，有效降低了油井含水上升速度，對應井組綜合含水由45.0%下降到42.1%，日增產能10.69t，當年累計增油786t。同時16口可對比井單井吸水厚度由15.70m上升到20.98m，井組水驅指數由1.5339上升到2.0020，存水率由0.5520上升到0.6337，水驅動用程度由52.4%上升到63.8%；2011-2013年實施水井調剖30個井組，措施后可對比井吸水厚度由10.52m上升到14.84m，水驅動用程度48.1%上升到67.8%。對應井組綜合含水下降5.6個百分點。

4、油井堵水。化學堵水就是在地面向出水層注入化堵劑，利用堵劑與油層發生的物理和化學反應的產物封堵油層的方法。按照化學堵劑的化學性質，化學堵水可分為：選擇性堵水和非選擇性堵水。

2011年在塞392長6油藏實施油井堵水2口，堵劑體系采用復合調堵體系分六段塞注入，平均排量6m3/h，平均單井注入堵劑1050m3，干劑用量42.65t，堵劑注入壓力爬升5.75Mpa。措施后增產能1.32t/d，效果較好。

四、結論及建議

塞392長6油藏自2008年開始以來采取多種手段進行水淹井治理，取得以下幾點認識：

1、對塞392長6油藏地質特點、儲層物性的進一步認識，是提高水淹井治理的關鍵。

2、塞392長6油藏合理注水強度應控制在1.6-1.8m3/m.d。

3、受塞392長6油藏裂縫發育、非均質性強的特點控制，多數注水井剖面吸水狀況差，尖峰/指狀吸水普遍存在，油井見水動態調整驗證困難，水淹停井多，下步塞392長6油藏應以下幾個方面進行見水油井治理①采取整體化堵進行水淹區進行整體治理；②對測試結果顯示吸水剖面狀況較差的注水井實施預防措施調剖，預防注水突進導致油井含水上升；③持續進行水淹井剖面產出測試，了解剖面油井產出結構，為油藏開發和水淹井治理提供可靠資料。

參考文獻：

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[2]吳錫令.生產測井原理[M].北京：石油工業出版社.1997.

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