姬塬油田池46區長8油藏見水機理及治理對策

蘇小明，劉 可，劉春林，紀聳峰，張 波，呂勇勝

（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

池46長8油藏具有較強的非均質性，從沉積上看，油藏中部和北部位置為河道中央，沉積厚度較厚，油層厚度17~20 m，油層東部和南部屬于河道側緣，厚度在10~15 m，泥質含量增加，達到15.71%~15.78%。高于中部的14.69%。由于沉積過程中河流多期擺動，造成油層中部隔夾層發育，厚度在0.5~1 m，滲透率極差較大，中部為2.41，北部為1.71。突變系數中部明顯高于其他各區塊，達到0.29。

1 油藏分區見水特征及原因分析

根據流動單元劃分依據首先將儲層進行沉積分層，在沉積分層的基礎上，再按巖石物理特征對其進行進一步的細分，一般用孔隙度、滲透率、厚度、有效厚度、泥質含量、流體飽和度、沉積構造及巖石顏色等對儲層進行劃分。將池46區塊劃分為北部、中部、東部以及南部，各部位在物性和生產動態上均有明顯差異。

1.1 油藏北部吸水剖面與沉積韻律相反，油井零星見水

油藏北部見水特征為零星小幅見水。油藏北部在所有區塊里面物性最好，有效厚度平均20 m，物性相對均勻，滲透率極差1.71，變異系數0.17。該區沉積時位于河道中央，除邊部外厚度均勻，隔夾層不發育。油井投產初期產量較高，平均日產6.5 t。經過5年注水開發，油藏油井已基本見效，從區塊見水特征來看：平面上表現為零星見水，零星分布于北部各個位置。從油井見水剖面上看：油井見水后含水上升幅度不大，一次見水通常從10%上升至40%左右，持續穩定，注水可控。

見水主要原因為注水井下段吸水，單層注水強度過大造成局部注水突進。池46長8油藏北部自2011年至今投注水井34口，測試吸水剖面顯示剖面吸水不均16口，占總井數47.1%，主要是下段吸水強度大，上段不吸水或微吸水。其中，表現與沉積韻律呈現反向特征12口，占剖面下段吸水75.0%。通過對北部2口水井測試相關流量同樣顯示下段吸水較強，而上端弱吸水。而北部沉積韻律主要為均值韻律與反韻律，根據物性特征主要吸水狀態應較為均勻和上段吸水較高。

表1 池46區油藏分區域儲層物性對比表

造成這種與沉積韻律相反的吸水特征的主要原因為：（1）注水重力分異作用，下段注水壓力略高于上段，造成下段吸水好于上段；（2）注水井管柱下入過深，由于注水井在日生產中，為了減少注水井吸水剖面測試遇阻問題，油管下入水井中通常過射孔段，造成注入水需從套管向上返時才能注入上段，從而需要克服重力作用，造成上段吸水較弱；（3）物性差異影響，雖然剖面自然電位曲線顯示整體均值性較好，整體均勻，但從密度曲線以及感應電阻率曲線上看仍存在一些差別，主要表現為下段電阻率高于上段，下段物性相對較好的特征。

圖1 池46區井組含水率與注采比、累計注采比關系圖

圖2 池46區中部油井含水與注水強度關系圖

圖3 池46區中部油井含水與采液強度關系圖

1.2 油藏中部夾層發育，非均值性強見水加劇

油藏中部見水特征主要表現為由點到面的范圍見水。該部位雖然物性較好，平均厚度18 m，但非均值性較強。滲透率極差2.41，變異系數0.29。沉積時期該區河道多次擺動，造成中部夾層發育。夾層分布頻率較高但厚度較薄，平均為0.5 m。由于區塊整體超前注水，能量較高但非均值性較強。造成部分油井投產即見水。從2010年至今，油藏中部見水井比例已達到63%。見水后油井含水上升幅度較高，初次含水上升即從10%上升到50%~60%，然后短時間內上升至100%。

見水原因主要為儲層非均值較強。通過對油藏中部含水上升率與注采比和累計注采比關系統計得出，與注采比無明顯相關性。同時含水上升率與水井注水強度呈直線相關性，和采液強度呈指數相關性。主要見水區塊與采液強度在平面分布上具有良好的吻合度。而造成油井采液強度過大的主要原因并不是油井生產參數過大，主要由油井物性以及和水井對應情況決定。

通過對油藏中部物性研究分析表明：油藏中部儲層主要分布反韻律和復合韻律，兩者交替分布，即便是在同一個井組同時分布反韻律、復合韻律。曲線形態主要表現為漏斗形與鐘形，同時還存在部分箱形。和水井組合結果復雜。通過對見水井剖面對比結果，油井見水主要原因井組內物性差別為：若復合韻律對應反韻律或復合韻律易見水，即油井中部物性較好對應水井上段物性較好或同樣也是中部好時，油井見水加快。再從井組見水時間上來看，復合韻律最先見水，然后為均值韻律和正韻律，反韻律見水時間最慢。

1.3 油藏東部物性差導致注水突進嚴重，油井見水

油藏東部見水形式主要表現為井組內注水單向突進，東部整體開發水平較低，油井平均產量維持在1 t水平。物性較差起主導作用。該部位處于河道邊緣位置，河道多期擺動影響該區隔夾層發育。局部發育鼻隆構造，構造差異大。滲透率極差達到2.61，隔夾層密度0.53，變異系數0.22。受物性影響，該區塊油井見效緩慢，見效周期超過16個月，遠高于油藏中部4~6個月。隔夾層發育導致井組內注水單向突進，含水上升，井組內其他油井則長期不見效。

2 治理對策及效果

2.1 改善水井平面非均質性，水井堵水調剖

由于油層平面非均值性由油藏沉積時形成，后期改變其物性比較困難，目前有效的主要措施手段是通過堵劑堵水來實現。但是堵劑體系的選擇以及堵劑的適用性成為堵水效果的關鍵。從2010-2013年，從最初的設想封堵裂縫到目前的空隙性堵水；從單點堵水到區塊堵水；再從水井堵水到油水井雙向堵水。通過調整堵劑體系調整段塞組合，實施先侯凝后驅油，防止了驅油劑對主體段塞的過早沖刷。以先試注后分析再確定施工濃度；確保施工合理有效，防止壓力提前爬升。針對地層情況水驅流向改變劑由小顆粒改為微顆粒。通過化堵前、化堵中壓降測試，分析地層吸水能力，調整堵劑濃度；施工壓力不能超過該井組干線注水壓力，確保化堵后正常注水；堵劑用量根據油井效果調整堵劑用量。

通過2012-2013年化堵，油藏全年含水上升率控制在1.1%左右，相比2012年的2%下降了0.9%。油藏存水率從2012年底0.68緩慢上升至0.72，水驅效率提高。油藏含水上升趨勢減緩?；戮M整體含水呈下降趨勢。

2.2 平面調整，抑制單項突進

對于油藏中部見水嚴重區域，通過降低地面參數，平面控制采液強度較大油井12井次，控制采液強度在0.6 m3/m·d以下，均衡平面采液等措施，抑制注水井單向突進。雖然在控制初期損失油量達到12 t，但有效延長油井低含水生產時間，通過抑制的低含水井組含水上升趨勢明顯減緩。同時通過抑制高含水采液強度，在平面上促進井組內其余油井見效，見效油井13井次，井組液面整體回升，日增油8.9 t，累計增油348 t。井組內油井產量基本恢復到控制以前，效果較好。

2.3 局部弱化注水，讓油藏受注水控制

通過近4年的開發經驗，由于池46區塊井距較小，超前注水、地層能量高，油井見效周期4~6個月，由于油藏中部非均值特性，見效后見水矛盾為該區開發主要矛盾。所以對于油藏見水區域持續弱化開發注水技術，注采比持續維持在0.7~0.8。在見水矛盾大于遞減矛盾的情況下，弱化注水防止油井見效見水。2013年見水損失產能35 t，產量下降影響25 t，合計影響60 t，相對2012年油藏中部僅見水損失產能45 t，見水井從2012年22口井下降至18口，整體含水上升趨勢減緩。

3 結論與認識

（1）油藏北部主要分布正韻律，造成下段吸水較好，通過常規措施難以達到改善上端吸水狀況。通過注采調整減緩上升速度，延長油井低含水生產時間。

（2）油藏中部見水主要原因為采液強度和注水強度，均為可控因素，通過對采液強度控制在0.6 m3/m·d以下，能有效減緩含水上升速度。

（3）油藏中部非均值型強，變異系數高（0.29），井組見水周期差異，通過化學堵水，能夠有效緩解剖面吸水狀況，達到均衡水驅，降低含水的目的，建議油水井雙向實施，措施效果較好。

（4）在油藏儲層物性主導油藏開發規律的情況下，通過油藏平面上調整，剖面上治理相結合，不斷雙向調整減緩油井含水上升。

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