吳410 長6 油藏水驅狀況調查及治理對策研究

姬程偉，熊志明，曹培旺，趙 遷，莊騰騰

（中國石油長慶油田分公司第九采油廠，寧夏銀川 750006）

吳410 長6 油藏為巖性油藏，天然能量貧乏，原始驅動類型以彈性溶解氣驅為主。前期實施超前注水，奠定地層能量基礎，投產初期平均單井日產油2.37 t，產量穩定。

2008 年以前實施超前注水，奠定地層能量基礎。

2008-2010 年投產早期強化注水，促使油井見效，建立有效壓力驅替系統。

2010-2012 年強化注水見效后保持溫和注水格局，防止油井含水迅速上升，延長無水采油期，提高采收率。

2012-目前保持溫和注水格局下，精細注采調控，追求局部注采平衡，保證油藏合理的壓力恢復速度。

1 整體水驅現狀

通過歷年分層注水、酸化、化學堵水等剖面治理措施水驅動用程度逐年穩步提升，對比2013 年吳410 長6 油藏目前井均吸水厚度由12.6 m 上升至13.1 m，水驅動用程度由65.8 %逐步提升到69.1 %，水驅控制程度由2011 年的88.4 %穩步提升至99 %，水驅特征曲線平穩，油藏開發形式穩定。但油藏北部伴隨著累積注入量的增大，NE50°裂縫開啟，水驅動用程度略有下降，油藏東部由于隔夾層發育注水井單層突進，吸水下移，通過整體調剖和分注，水驅狀況開始有所好轉（見圖1）。

圖1 吳410 油藏2013-2014 水驅統計柱狀對比圖

2 目前水驅存在的問題及成因分析

2.1 油藏東北部剖面吸水下移，水驅不均

對比歷年所測吸水剖面的分析對比發現，吳410油藏東北部吸水剖面下移比例逐年增加，2014 年吸水下移比例高達34.1%。水驅開發形勢嚴峻。以旗87-96為例，隨著累計注入量的逐年累加，旗87-96 的吸水剖面由初期的均勻吸水到指狀吸水再到目前的底部尖峰吸水，吸水狀況逐年變差。

通過研究吳410 儲層物性特征發現，吳410 長61儲層變異系數0.33，突進系數1.64，滲透率級差5.39，為中高非均值儲層。在吳410 長6 油藏東部隔夾層發育密度大，且連片性強，儲層具有較高的非均值性使得油藏注水開發平面、剖面矛盾進一步加劇（見表1）。

表1 吳410 分單元儲層非均質性統計表

從沉積學角度分析，吳410 長612層為多期河道疊加的正韻律沉積，底部物性好，儲層孔滲條件上差下好，注入水在重力作用影響下，易沿底部高滲透層段推進，形成優勢通道，造成剖面上吸水不均一、吸水下移，油藏水驅動用程度差，注水有效率低。同時間隔50 d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，注入水存在向下竄層現象導致注水有效率低，存水率不斷下降。

2.2 油藏北部NE50°水驅優勢方向見水，主側向水驅矛盾較大

借鑒水驅前緣、原始微地震監測以及井間（旗89-99 井）示蹤劑監測結果，吳410 北部水驅主流方向均呈NE-SW 向，角度在35.5°～53.5°。北部油層條件好，連通性強，注入水容易延裂縫線突進，溝通油水井。水驅主向上油井見水多為暴性水淹，見水后水驅效率降低，存水率下降，儲量利用率低。油井主向見水為降低含水，對對應注水井實施弱化注水后，側向井液量下降明顯，二者矛盾突出，穩產難度加大。

微觀結構上分析，砂巖顆粒長軸總是沿河道延伸方向順向排列，注入水更容易沿著顆粒順向排列方向突進，同時河道砂體延伸方向與最小地應力方向一致時，微裂縫更容易開啟。

通過對400 多口井長612聲波時差曲線數據進行R/S 分析表明，裂縫相對發育的井分形維數較高，平均值在1.2。中高含水井主要分布在裂縫發育區域，表明該區域油井見水與地層裂縫密切相關。

圖2 旗86-95 開采現狀圖

依據吳410 區長6 儲層裂縫發育區預測圖顯示，油藏北部NE50°裂縫發育，因裂縫竄流，導致裂縫兩側的采油井見效慢，液量下降，注水效果差。例如旗87-95井見水后水驅狀況由開始的均勻水驅變成單向水驅，側向井旗86-95 井液量下降，地層壓力由13.07 MPa 下降到12.30 MPa，水驅效果變差（見圖3，圖4）。

圖3 吳410 長6 油藏注水受效示意圖

圖4 旗86-95 生產曲線

2.3 油藏南部物性差，注采壓差大，水驅不見效

相比于油藏北部主力區，吳410 南部物性較差，注采壓差較大，注水壓力無法傳達至油井，注水井見效慢，產量持續遞減，油井低產低效。對比北部初期日產液4.81 m3，南部初期日產液2.12 m3，單井產油僅為北部單井產油的一半，且產量遞減大，目前南部小于0.5 t 井22口，占總計數的41%，單井日產油0.26 t，整體低產低效。

經研究表明，油藏要建立有效的壓力驅替系統需滿足一定的線性關系（見圖5），吳410 長61平均滲透率為0.59×10-3μm2，而南部物性更差，根據公式計算，儲層啟動壓力梯度為0.127 8 MPa/m；油藏南部開發中建立有效地壓力驅替系統需要克服較大的啟動壓力梯度，有效的壓力驅替系統難以建立。

圖5 儲層滲透率與啟動壓力梯度關系曲線

3 吳410 長6 油藏水驅治理對策研究及效果分析

針對開發中存在的問題，以及多年來的水驅剖面治理經驗，逐步形成了適用于吳410 長6 油藏水驅剖面治理的“精細平面注采調整穩油控水技術”、“抑制底部、強迫頂部吸水剖面治理技術”和“油井措施引效，均衡水驅”相結合的治理對策。

3.1 精細平面注采調整技術

吳410 區長6 油藏北部目前地層壓力14.5 MPa，地層壓力保持水平97.2 %，2014 年6 月油藏月度注采比4.22。平均單井日注水量25 m3～26 m3，溫和注水后含水上升速度減緩。2014 年對吳410 油層進一步細分流動單元合理注水開發技術政策，堅持油藏北部總體溫和、局部強化的前提下，依據分單元注水井吸水狀況以及注水見效情況的差異，精細單井注水、平面調整，改善平面水驅矛盾，油藏南部則繼續擴大不穩定注水區域，以改善剖面吸水。2014 年共計開展注采調整30井次，其中下調注水11 井次，下調注水62 m3，上調注水19 井次，上調配注139 m3，累積增油565 t；不穩定注21 井次，累積增油338 t。增油效果顯著，有效的實現了穩油控水的治理目標（見表2，表3）。

表2 采油九廠2014 年6 月注水平面調整效果統計表

表3 采油九廠2014 年6 月注水井不穩定注水效果統計表

根據吳410 長6 油藏目前油藏生產動態，利用油田開發早期遵循的物質平衡方程繪制出吳410 區注采比與含水關系曲線，以及礦場統計法繪制出吳410 區注采比與含水、遞減關系圖分析對比得出當注采比大于4.0 時，油井容易見水；當注采比小于4.2 時，油井遞減小，認為吳410 區合理注采比為4.0～4.2。同時考慮啟動壓力梯度與裂縫的影響以及注水強度與井距的關系，應用相應的理論方程計算得出吳410 長6 油藏的合理注水強度為1.2 m3/d·m。

通過上述理論分析，結合吳410 油藏北部點狀見水增多和東部含水持續上升的現狀，制定出相應的分流動單元注水方案（見表4），繼續加強剖面治理，持續分單元精細注采調控，改善水驅狀況，恢復地層能量。

表4 吳410 區2014 年分流動單元注水方案表

3.2 抑制底部、強迫頂部吸水剖面治理技術

吳410 區長6 油藏剖面吸水狀況多表現為指狀、尖峰、單層吸水、吸水下移狀，水驅油效率差，2013 年以來油藏剖面治理工作以“抑制底部吸水，強迫頂部吸水”為治理思路，開展了以注水井底部化學調驅、補孔調剖、暫堵酸化、層內分注為主剖面治理技術，提高了措施區水驅動用程度，增油效果明顯，遞減趨勢得到控制。

3.2.1 層內分注，提高頂部注水量 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，對旗91-82 等41 口注水井實施分注。對應油井170 口，見效36 口，見效油井由見效前評價單井產油由0.84 t 上升到1.04 t，累計增油1 133 t（見表5）。以旗95-74 井為例，分注措施前上段不吸水，且吸水下移，吸水厚度為11.6 m，水驅動用程度為74.6 %，分注措施后，吸水厚度明顯增加，達到13.1 m，水驅動用升高到84.2 %，且上段均勻吸水，達到了抑制底部、強迫頂部吸水的剖面治理目標。

表5 吳410 長6 油藏分層注水效果統計表

3.2.2 單注油藏頂部 針對主力層段油層厚度大，多段動用且底部尖峰吸水、吸水下移，底部射孔段與油井對應關系差，對旗97-96 等3 口井實施機械隔/單注、水泥擠封底部射孔段，迫使頂部吸水，吸水厚度由5.6 m上升到7.9 m，吸水段平均上移5.3 m，對應油井24 口見效5 口，單井日增油0.23 t。提高水驅油效率。

3.2.3 暫堵酸化 針對同一層段內不同射開段指狀或尖峰吸水，實施暫堵酸化措施，改善吸水剖面，以旗87-96 井為例，吸水剖面由措施前的底端尖峰狀吸水，改善為均勻吸水，既增加了吸水厚度，又提高了水驅動用和控制程度，成功實現了油藏水驅剖面治理的目的。3.2.4 化堵調剖提高井網適應性 化學堵水是指通過化學劑的物理、化學堵塞作用，限制或降低出水層段的產水能力，同時限制或降低高滲層段的吸水能力，改善注水井吸水剖面，進而改變水驅方向，提高水驅波及體積，提高采收率。化學堵水也是目前治理裂縫型見水最有效的手段。由單井點裂縫見水井堵水向沿裂縫帶整體堵水轉變，均勻油藏水驅方向，阻止裂縫繼續延伸，提高側向水驅波及體積，整體改善油藏水驅狀況，達到控水穩油目的。

吳410 油藏北部見水主要為裂縫型見水，主要針對底部尖峰吸水，水驅動用程度較低，注入水沿裂縫或高滲段單層突進，井組內油井含水上升，2013 年至今對旗83-98 等10 口井實施化學堵水調剖。對應油井50 口，見效13 口，日增油3.2 t，累計增油790 t，累計降水1 189 m3；堵水后注水井正常注水，注水壓力平均上升1.8 MPa，吸水厚度增加2.6 m，局部井網適應性得到了提高（見表6）。

表6 吳410 整體堵水調剖效果統計表

3.3 措施引效，均衡平面水驅

根據吳410 長6 油藏儲層特征及開發特點制定并執行相應酸化壓裂改造措施。該區儲層儲滲性能相對較好，受儲層非均質性影響，高強度改造造成裂縫溝通，注入水沿高滲方向驅動，部分油井水驅作用小，油層的有效滲流通道堵塞，造成低產低效。根據低產低效機理，采取相應措施，改善油層有效滲透率，均衡平面水驅（見表7）。

表7 2014 年吳410 長6 油藏措施效果統計表

4 結論與認識

（1）通過分析認為儲層平面、剖面非均值性差異是導致吳410 油藏水驅不均，部分油井見水和吸水剖面下移的根本原因。

（2）細分流動單元合理注水開發，根據生產動態，實施平面精細注采調整，能夠很好的實現穩油控水的目的，有效地緩減了平面水驅矛盾。

（3）吳410 長6 油藏合理注采比為4.0～4.2，合理注水強度為1.2 m3/d·m 左右。

（4）對于正韻律沉積特征吳410 長6 油藏，注16停8 的不穩定注水方式適應性較好。

（5）吳410 長6 油藏油藏水驅剖面治理工作以“抑制底部吸水，強迫頂部吸水”為治理思路，形成了注水井平面精細注采調整，剖面化學調剖、層內分注、單注頂部、暫堵酸化，以及油井措施引效相結合的有效技術手段，水驅治理及增油效果明顯，有效地減了平面剖面水驅矛盾，同時遞減趨勢也得到很好的控制。

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