陸相吸水下移油藏綜合治理技術

別勇杰，莊 潮，路存存，高 曦，王 蒙

（中國石油長慶油田分公司第九采油廠，寧夏銀川 750006）

吳起地區位于鄂爾多斯盆地南部沉積中心，主要含油層系為三疊系延長組和侏羅系延安組地層。三疊系延長組的含油層主要集中在長6 油層中，長4+5 以淺湖相砂泥巖形成良好蓋層，長6 以碎屑巖為主的內陸湖泊～三角洲沉積，三角洲分流河道砂體和河口壩砂體是良好的儲層，長7 油層組盆地沉積中心的暗色泥巖、油頁巖是良好的生油層，同時也是良好的蓋層，長8、長9、長10 都發育有良好的儲集砂體。

吳旗油田長6 油層中河道砂體與河口壩砂體是最主要的儲集砂體，這些砂體在沉積時由于水動力條件、沉積物供給的周期性變化，導致縱向剖面上多為多期單砂體組合出現，組合的方式大體有四種：（1）多期水下分流河道迭加砂體；（2）多期河口壩迭加砂體；（3）多期水下分流河道與多期河口壩迭加砂體；（4）遠砂壩與水下分流河道組合砂體，這種組合的特點是在砂體之間一般加有湖相泥巖。

1 吸水下移問題的提出

吳410 長612沉積為正韻律沉積，在測井曲線表現為“鐘形”形態，反映了該期水體上升，底部物性好，注入水易形成優勢通道，注人水在“找到”定向滲流通道后，很難突破其他方向的低滲流通道，這樣整體滲流條件較差，水驅開發效果不理想。同時間隔50 天的兩次ERT 測試結果顯示長4+5 和長61電阻率未發生變化，長62低電阻區域明顯擴大，注入水存在下移現象。

表1 吳410 區吸水剖面導致含水上升井統計

統計歷年吳410 油藏測試吸水剖面，發現下段尖峰吸水比例逐步上升，2013 年吸水剖面測試37 井次，下段尖峰吸水6 井次，占測試總井數16.2 %，剖面吸水矛盾日益突出。2013 年因剖面問題導致含水上升5井次，損失產能8 t。

2 吸水下移受控因素

2.1 沉積韻律影響

該區主要以水下分流河道沉積為主，水下分流河道是指三角洲平原分流河道繼續向水下延伸或者在河口處重新分流的部分，一般具正粒序沉積特點，巖性主要為灰、灰白色細粒長石砂巖和巖屑長石砂巖，縱向上呈多層正韻律疊加，呈向上變細的正粒序剖面結構，底部物性好，滲透率高，注入水容易在底部形成優勢通道舌形錐進，在剖面上表現為吸水下移，隨著注水時間的增加，最終會導致油水井之間水線貫通，造成油井水淹。

2.2 儲層裂縫發育

吳旗地區河道砂體方向與地應力方向一致，裂縫更容易開啟。吳旗地區長6 儲層段巖石裂縫開度在0～0.3 mm 約占73 %，最大可達6 mm。裂縫切深介于0～20 cm 的占97 %，最大切深達50 cm。裂縫間距大多為1～5 cm，約占94%，間距大于7 cm 的比較少見，約占6 %。裂縫視傾角主要分布在0～20°、80～90°，高度角、斜交和低角裂縫所占比例分別為53.7 %、14.6 %和31.7 %，以高度角構造裂縫為主。聲電測試結果也顯示長61段下部泥巖垂直裂縫發育，進一步映證了注水向下運移。

圖2 注入水水驅模式示意圖

2.3 注水壓差影響

目前吳410 油藏注水井基本都是多段射孔段合注，忽略注入水流速影響，對于上下射孔段在井筒內受到注入水的靜壓不同，由P=ρgh 得出下部射孔段受到壓力較上段大，ΔP=ρgΔh。隨著注水時間的增加，上下射孔段的壓差影響將會逐漸擴大，下段吸水快，在剖面上表現就是吸水下移。

2.4 重力分異作用

在油藏注水開發過程中，注入水除了受到平面上的注水壓力驅動外，還受自身重力作用影響，忽略其他影響因素，注入水受到一個斜向下的合力，隨著累計注水量的增加，注入水的優勢水驅方向會逐步向斜下方向傾移，造成沿優勢方向單向突進或指進。

3 治理技術對策

3.1 分層注水

主要是針對主力層段油層厚度大，多段動用且上下段吸水比例差異大，吸水不均的井實施分層注水，減小射孔段之間的吸水矛盾，迫使各段均勻吸水，提高水驅動用程度。

2013 年對旗91-82 等41 口注水井實施分注，對比其中8 口分注前后測試的吸水剖面，吸水厚度由10.0 m 上升到12.41 m，水驅動用程度由56.3 %上升到69.8 %，分注后吸水厚度明顯增加，水驅動用程度提升明顯。

分層注水井對應油井186 口，分注后見效油井41口，單井產油由0.99 t 上升到1.19 t，含水由49.0 %下降到40.3 %，累計增油1 133 t，分層注水效果明顯。

3.2 調剖堵水

針對底部尖峰吸水，吸水厚度小，注入水單層突進，井組內油井含水上升，開展化學堵水調剖措施，封堵底部高滲透層，改變水驅方向，迫使增加吸水厚度，從而達到全段均勻吸水的目的。

整體效果：2013 年轉變堵水思路，由單一的單井點堵水向區域整體堵水改變，由單向水井堵水調剖向油水井雙向堵水轉變，對旗83-98、旗85-96、旗87-100、旗87-98、旗87-102 井實施化學堵水調剖，堵水后水井注水壓力由11.3 MPa 上升到13.2 MPa，存水率穩中有升，對應油井31 口，見效17 口，見效油井單井產油由2.27 t 上升到2.46 t，累計增油608 t，累計降水819 m3。

單井點分析：旗84-98 于2012 年底暴性水淹，水淹前日產油3.5 t，含水8.3 %，水淹后套返，放噴日產水150 m3。2013 年對應水井旗83-98 堵水后該井壓力下降，含水仍為100 %，放噴60 m3后井口無壓力，9月對其實施油井堵水，堵水后含水下降，日增油1 t，累計增油91 t。

3.3 不穩定注水

不穩定周期注水通過在一天時間對地層實施脈沖注水，在周期注水過程中，油藏開始注水時，由于正韻律沉積底部滲透性好，底部吸水量大，壓力傳導系數高，頂部滲透性差，吸水量少，水驅困難，水驅前緣會優先在底部沿平面展開，底部高滲層的油會在注入水驅動下被采出；當停注時，由于高滲透層排液量大，壓力下降速度快，壓力較低。而低滲透層，壓力下降速度慢，壓力較高，形成一個負壓力場，油水由低滲透層向高滲透層竄流，當下一周期開始注水時這部分油又被水驅動采出。

表2 2013 年分注井可對比井吸水厚度對比統計表

表3 吳410 區注水井分注效果統計表

表4 吳410 化堵調剖效果統計表

圖3 吳410 區不穩定注水井組效果跟蹤曲線

2012 年冬季吳410 南部正常注水時，油井含水持續上升，含水上升速度2.5 %每月，2013 年在吳410 南部開展不穩定注水13 井次，對應油井含水上升趨勢減緩，目前對應25 口油井含水趨于穩定。2013 年吳410南部測試吸水剖面9 口，平均吸水厚度15.2 m，吳410南部水驅動用程度由2012 年的63.5 %上升到72.5 %，實驗證明不穩定周期注水對水下分流河道的正韻律沉積適應性較好。

4 結論

（1）隨著累計注入量的增加，注水井剖面吸水下移井數逐漸增多，剖面吸水矛盾日益突出，成為影響油井產能的重要因素。

（2）水下分流河道的正韻律沉積和儲層微裂縫是導致吳410 區吸水下移的主要影響因素，同時射孔段之間的注水壓差及注入水的重力分異作用也是影響吸水下移的因素。

（3）通過分層注水、剖面調整能有效改善注水井剖面吸水下移問題，緩解油井含水上升速度。

（4）不穩定周期注水在吳410 區長6 油藏水下分流河道的正韻律沉積環境中適應性較好。

［1］ 徐莎. 江蘇油田注水井吸水剖面吸水段下移問題探討［J］.新疆石油天然氣，2001，7（3）：62-65.

［2］ 朱勝利，熊志明，等.吳旗油田吳410 區正韻律超低滲透油藏高效開發技術政策研究［G］.寧夏青年科學家論壇論文集，2011.