姬塬油田北部長9油藏水驅控制因素分析

許志雄，楊 健，劉 可，杜四輩，馬云成，吳國文

（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

姬塬油田北部位于陜北斜坡中段西部，構造平緩，為一寬緩西傾斜坡，構造平均坡度小于1°，平均坡降6~7 m/km。在這一區域背景上發育近東西向的鼻狀隆起。姬塬北部長9油藏截至2011年12月該區共開油水井 178（142/36）口，單井砂體厚度 28.8 m，有效厚8.63 m，孔隙度11.57%，滲透率1.72 mD。井網東北部采用菱形反九點480 m×150 m井網，油藏西南部開發采用正方形300 m×300 m。

1 水驅控制因素分析

1.1 砂體的連續性

通過該區油藏剖面顯示，長9油層自北向南、自西向東變薄變差，在油藏中部有不等厚度夾層存在，油藏邊部底水較發育。長9油層整體連續性較好，無斷層發育，是注水開發基本因素。

1.2 儲層物性非均質程度

從滲透率非均質性看，一般滲透率的變異系數、極差和突進系數越大，表明非均質性程度越強，注水開發中更易發生注水前沿突進，造成含水率突然上升。所以，滲透率非均質性程度是控制注水開發油田見效見水的重要因素。長9油藏滲透率儲層極差系數1.63、突進系數1.22。從該區長9油藏滲透率分布頻率圖也可得出該區長9油藏非均質性較強。

而從見效幅度與滲透率散點圖可得出，該油藏注水見效井其滲透率主要位于≥1.0 mD。而該油藏油井滲透率主要位于1.0~2.0 mD。認為與分布頻率有關，可以看出，儲層非均質程度對注水見效有一定影響。

圖1 姬塬油田北部長9油藏滲透率頻率分布圖

圖2 長9油藏見效幅度與滲透率散點圖

1.3 底水接觸類型

根據該區油井與底水接觸類型不同，分為3類接觸，對其見效情況進行分析。

通過3類不同接觸類型其見效情況可看出，其共性為整體壓力保持較高水平。Ⅲ類接觸類型井初期遞減較Ⅰ、Ⅱ類較大，見效周期及見效幅度較之較小。分析原因為Ⅲ類接觸井初期依靠自然能量開采，且底水不發育，無地層能量補充。而Ⅰ、Ⅱ接觸井初期底水發育，能量能夠及時恢復，遞減較小。而投入注水開發后，由于砂體連通性較好，Ⅲ類接觸井注水見效周期短，見效明顯。而Ⅰ、Ⅱ接觸類型井由于初期遞減小，注水見效不明顯。3種不同接觸類型井其見效狀況不同。認為不同底水接觸類型是該區長9油藏注水見效重要控制因素之一。

表1 姬塬北部長9油藏分類見效井見效情況表

圖3 姬塬北部長9油藏底水分布圖

1.4 儲層裂縫

2010年8月投入注水開發后，含水整體保持穩定，無含水突升井，分析認為該區長9油藏天然裂縫不發育，油井經過壓裂、酸化后投入開發。微裂縫開啟。通過不同投產方式見效情況不同。經過壓裂投產井較酸化投產井初期遞減較大，初期液量較高，分析原因為酸化投產井位于底水發育區，初期依靠自然能量開采，地層能量能夠及時恢復。而壓裂投產井初期底水不發育，造成遞減較大，但初期經過壓裂改造井，微裂縫開啟，導流能力提高，初期液量較高。從而可以認為裂縫開啟后，裂縫導流性是該區油藏注水見效受控因素之一。

1.5 重力及沉積韻律對水驅影響

流體具有質量，在滲流過程中收到重力場的作用力，流體表現出重力勢能Pz：

式中：Pz-表示重力勢能的壓力，Pa；ρ-流體密度，g/cm3；z-相對高差，m；g-重力加速度，m/s2。

受重力的影響,正韻律砂體水洗段位于韻律的下部,上部絕大多數未被水波及到,水驅效率低，剩余油富集；反韻律砂體下細上粗，滲透率值下低上高受到重力作用時水驅表現出驅油效率高的特點，韻律上部水淹較強，中部水淹中等，下部水淹較弱，剩余油分布于滲透率相對較低的下部層段。

1.6 不同井網開發方式

姬塬北部長9油藏東北部采用菱形反九點480 m×150 m井網，油藏西南部開發采用正方形300 m×300 m。通過不同井網開發方式見效情況可看出，兩類井網前3個月初期遞減相近，菱形井網井前6個月遞減略大于正方形井網井，但正方形井網由于井距較短，注水見效幅度大于菱形井網區，但由于其投產時間較短，見效井比例小于菱形井網區，兩類井網見效周期相近。從而可以認為長9油藏不同井網開發方式對其注水見效有一定影響。

1.7 壓力保持水平

圖4 姬塬北部長9油藏剩余油測試圖

表2 不同井網開發方式見效情況對比表

表3 姬塬北部長9油藏測壓統計表

坊85-121井儲層屬低滲透均質無限大地層，儲層完善程度好，近井地帶流動正常，且壓力系數為0.928，表明該井地層壓力水平較高；該井具有裂縫存在特征。見效井主要位于壓力保持水平較高區域。占見效井70%。不同底水接觸類型區塊整體壓力保持水平較高。壓力保持水平高低是水驅見效主要控制因素之一。

圖5 姬塬北部長9油藏壓力分布圖

2 取得認識

通過對姬塬油田北部長9油藏油水驅控制因素分析，得出以下認識。姬塬油田北部長9油藏砂體連續性較好，其水驅主要控制因素為裂縫導流性、壓力保持水平和底水接觸類型；儲層物性非均質性、重力及沉積韻律、注水時機、開發井網對其有一定影響；在壓力保持水平較高情況下，通過該油藏不同底水接觸類型制定注水開發技術政策。

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