姬塬油田長4+5長6油藏水驅特征分析及治理對策研究

朱勝利，劉 杰，韓 濤，黃少偉，馬易欣

（中國石油長慶油田分公司第九采油廠，寧夏銀川 750006）

姬塬油田耿83 區構造位于陜北斜坡中段西部；主力含油層系長4+52、長61層，砂體走向近于北東～南西向，呈條帶狀展布。縱向上，油藏多層系疊合，主力開發層系為長4+522、長612，局部疊合發育長4+521、長62。長61-長4+52時期，主要發育水下分流河道和分流間灣微相[1]。

1 水驅特征及原因分析

1.1 平面水驅特征

NE42°、NE108°方向見水明顯：平面上以NE42°、NE108°方向性見水為主，主要分布在油藏西部、南部和東北部，水驅主向上油井多表現為暴性水淹，目前孔隙-裂縫型、裂縫型見水井125 口。

結合歷年裂縫-孔隙型及裂縫型見水線分析可以看出，隨著注水量的增長和注水壓力上升，已經形成裂縫型見水線會沿著原裂縫線不斷延長，存在注水開發動態縫的不斷延伸狀況，造成平面上水驅不均勻，導致裂縫線上油井高含水（見圖1）。

圖1 G83 歷年注水量和注采比變化圖

合采區和單采區注水受效差異大：2017 年起，為補充地層能量，開始實施強化注水政策，單井日注由17 m3上升到20 m3，注采比由3.34 上升到4.51。對比各單元歷年試井資料，合采單元裂縫型，復合型占比相對較高，油井注水見效，但見水風險增加，單采長4+5單元以均質型為主，注水受效差（見圖2，圖3）。

圖2 G83 區單采單元分類滲流模型對比圖

圖3 G83 區合采單元分類滲流模型對比圖

注采壓差大，有效驅替難以建立：同期對比存水率保持0.95，水驅指數由4.73 m3/t 上升到4.86 m3/t。歷年注采壓差由15.9 MPa 上升到23.8 MPa，試井資料統計表皮系數由-5.12 上升到-4.02，說明注水利用率降低，有效壓力驅替系統難以建立。……