新255、新291 長6 油藏見水機理及治理技術研究

賀彤彤，劉俊剛，王 剛，莊騰騰，王 凱，張 婧

（ 中國石油長慶油田分公司第九采油廠，寧夏銀川 750006）

研究區（ 新255 區、新291 區）處于陜北斜坡中部，為一平緩的西傾單斜（ 傾角小于1 度）背景上發育的多組軸向近東西向的鼻狀隆起構造。 主力油層三疊系長6 儲層為湖成三角洲沉積， 巖性以灰綠色細粒硬砂質長石砂巖為主，成分及結構成熟度低，巖性致密。 長6可分為長61、長62、長63三個小層，儲層孔隙度發育中等，平均滲透率低，屬低滲透儲層。

1 見水現狀

當前，研究區油井已全部見水，含水以20 %～40 %為主。 見水主要以地層為主，含鹽以大于5×104mg/L 為主，占總數的77 %（ 見圖1）。

圖1 研究區油井含鹽統計分布圖

在平面上， 見注入水多見與油藏中部采出程度較高區域，見地層水多分布于油藏邊部。油井見注入水有孔隙型見水和裂縫型見水， 后者是導致油井含水大幅上升和產量下降的原因， 在新255 區尤為明顯； 如旗57-111—旗64-118 主向油井4 口全部水淹， 旗54-114—旗60-116 主向油井3 口，水淹2 口。裂縫型水淹在研究區較為突出，直接威脅到油區穩產。

2 油井見水原因分析

2.1 儲層非均質性

儲層非均質性影響油井的見水時間及見水后含水的上升速度， 其中主要影響因素為儲層滲透率的非均質性。 研究區滲透率主要分布在（ 0.01～3）×10-3μm2，其頻率占91 %，平均滲透率為1.4×10-3μm2，屬于低滲透油藏。 滲透率的非均質性對注水過程中的水驅方向具有主導作用，使得注入水沿著滲透率稍大的孔道流動，而小孔道則未充分水洗， 導致平面和剖面上的水驅不均。

研究區平面上除裂縫水淹井外， 含水分布與該區儲層物性分布規律具有一定的關聯性。一方面，儲層物性較好區域，較好的滲流條件導致其較高的采出程度，從而導致含水上升；另一方面，該區域注入水推進速度較快，油井見效早，含水上升較快。

研究區剖面水驅不均現象較為明顯。 新255 區2013 加大分層調配力度，共計調配19 井次，加強小層精細注水，提高單井吸水厚度和水驅動用程度，其中單井吸水厚度由2012 年的6.85 m 上升到9.42 m， 水驅動用程度由2012 年的58.8 %上升到61.1 %。 2013 年測得35 口水井剖面均勻吸水比例為51.4 % ，較2012年均勻吸水比例有所下降。主要為17 口水井剖面吸水狀況較差，多呈現為指狀吸水、部分層段吸水，導致油藏水驅動用程度較低。新291 區2013 年測得7 口水井剖面均勻吸水比例為57.1 %， 較2012 年均勻吸水比例有所下降。其中3 口水井剖面吸水狀況較差，多呈現為指狀吸水、部分層段吸水，導致油藏水驅動用程度較低，油藏整體水驅動用程度較低。

2.2 儲層微裂縫

由于人工裂縫和天然微裂縫的影響， 注入水易沿裂縫方向快速推進，造成相應油井水淹，對應注水井吸水剖面多呈尖峰狀或指狀； 而側向油井見效緩慢或者長期不見效，流壓下降明顯，液量遞減較大，削弱了井網的儲量控制程度。研究區裂縫型水淹較為突出，尤其在新255 區。 2013 年通過對水淹井的動態驗證及示蹤劑測試，驗證來水方向，確定了研究區主要裂縫的發育部位和發育方向。

2.2.1 新255 區 結合注入水動態驗證， 判斷新255區裂縫主向為井網主向NE75°， 目前主要水淹條帶有2 條，2013 年新增水淹井8 口， 目前水淹油井共計19口，其中注水水淹11 口，見地層水8 口。

新255 區水淹實例： 油藏中部旗58-112—旗64-118 裂縫條帶油井水淹4 口，注水井尖峰吸水，主側向壓差8.1 MPa，側向10 口油井，對比去年12 月，流壓由5.32 MPa 下降到3.10 MPa，單井液量下降2.1 m3，單井產量下降0.6 t，平均月度遞減4.9 %（ 見表1）。

2.2.2 新291 區 根據動態驗證情況， 判斷新291 區油藏發育NE40°方向的水淹條帶，目前已發現3 條，分布在油區西北部，水淹油井4 口；另外，在水淹條帶上4 口油井含水明顯上升，存在水淹威脅。2013 年對裂縫帶部位注水井采取化學堵水和弱化不穩定注水， 對應油井增油效果明顯。

針對新291 油藏東南部優勢見水方向不明確，動態驗證效果不明顯，2013 年對新298-38 井組開展示蹤劑測試。 測試結果（ 見表2）顯示油藏南部除在E40°方向水線推進速度較大外，SE170°方向注入水推進較快，速度高達160.7 m/d。

3 見水井治理對策

3.1 加強動態監測，明確來水方向

油藏動態監測及分析技術是開展油藏動態分析，進一步認識和評價油藏的重要手段， 是進行油藏開發調整的重要依據。根據新255 區油藏裂縫發育，水淹矛盾較為突出，為進一步驗證油井見水方向，及時封堵裂縫，實現油田穩產開發，2014 年計劃開展示蹤劑測試3井次（ 旗53-119、旗55-119、旗63-111），通過示蹤劑井間監測，重點評價油藏注水未見效部位水驅狀況，評價注水效果，為該區域注水政策的制定提供依據。

表1 旗58-112—旗64-118 裂縫條帶側向井產量變化表

表2 新298-38 井組對應油井動態監測情況表

表3 研究區分流動單元開發技術政策優化表

3.2 精細平面注采調整，制定合理技術政策

針對研究區不同的生產動態特征， 制定了分流動單元合理技術政策。在地層能量不足區域，注水見效差的區域，采取局部強化注水措施；針對油藏裂縫發育，油井水淹嚴重區域，在整體維持目前注水政策的同時，局部精細注采調控，輔之以吸水剖面治理，試驗裂縫帶整體化學堵水（ 見表3）。

3.3 加強剖面治理，改善水驅狀況

3.3.1 化學堵水 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。 2013 年新291 區新294-38 井組E40°方向裂縫型水淹；通過對注水井實施化學堵水，其對應水淹井（ 新294-37、新294-39）見油效果明顯（ 見圖2）。 2014 年計劃對新291 區新292-38、 新294-38 實施化學堵水（ 2013 年新294-38 化學堵水9 月失效）， 對新255 區旗51-121 等7 口注水井實施裂縫帶整體化學堵水，有效緩解油井水淹矛盾。

3.3.2 選擇性增注 對部分注水井吸水剖面表現為主力層多段動用， 一段或兩段不吸水，2014 年計劃對新255 區旗53-117、旗57-111、旗59-111、旗67-113 共4 口井及新291 區新300-40 井實施選擇性增注，均衡剖面水驅，緩解層間水驅不均矛盾，有效發揮多段油層產能。

圖2 新294-38 井生產曲線

3.3.3 暫堵酸化 儲層剖面非均質性導致注入水在高滲段單向突進，吸水剖面呈尖峰狀，部分層段不吸水，降低油藏水驅動用程度。 2014 年計劃對新255 區旗57-115、旗59-1171、旗61-109、旗63-109、旗65-111共5 口井實施暫堵酸化，緩解層內水驅不均矛盾，提高油藏水驅動用程度。

4 結論與認識

研究區總體含水穩定，但局部高含水多見，主要為條帶狀見水和點狀見水。該階段控制含水上升速度、對高含水井采取相應措施是保證油藏穩產的重要任務。通過對見水現狀及見水原因進行分析， 初步總結了研究區長6 油藏的見水規律， 針對研究區不同生產特征的區域制定了相應開發技術政策和剖面調整措施。

（ 1）當前，研究區油井已全部見水，含水以20 %～40 %為主。 見水主要以地層為主， 含鹽以大于5×104mg/L 為主，占總數的77 %。

（ 2）油井見注入水以裂縫型見水為主，是導致油井含水大幅上升，產量下降，直接威脅油藏穩產任務。 新255 區發育裂縫以NE75°為主， 目前發現裂縫發育帶兩條， 水淹油井6 口； 新291 區發育裂縫以NE40°為主，水淹油井4 口；東南部除NE40°方向水線推進較快外， SE180°方向亦是注入水推進的優勢通道。

（ 3）針對研究區不同區域不同油水井生產動態，制定了不同流動單元合理的技術開發政策和剖面調整措施。

［ 1］ 沈煥文，等.低滲透三疊系長6 油藏見水特征分析及治理對策［ J］.石油化工應用，2011，30（ 2）：36-40.

［ 2］ 劉強灸，樊華，張鵬，等.虎狼峁長6 油藏水淹井治理技術研究［ J］.石油化工應用，2011，30（ 8）：34-38.