馬云成，李化斌，劉可，張 鵬，蔡 濤，楊 健，莫 磊

（中國石油長慶油田公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

姬塬油田池46區(qū)長8油藏位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡西端，為一寬緩的西傾單斜（傾角小于1°），背景上由于差異壓實(shí)作用，在局部形成起伏較小、軸向近東西或北東向（隆起幅度10～30 m）的鼻狀隆起，主力油層為三疊系長8儲(chǔ)層，屬湖盆三角洲前緣沉積體系，區(qū)內(nèi)地層沉積連續(xù)完整，中間無突變?nèi)笔КF(xiàn)象，沖積扇-扇三角洲廣泛發(fā)育，地層厚度西厚東薄，西粗東細(xì)，主體帶砂層厚度大于20 m，平均有效厚度16.8 m，平均有效孔隙度12.02%，平均滲透率1.31×10-3μm2。

1 油井見水特征研究

1.1 儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，注水易沿高滲帶（層段）突進(jìn)

1.1.1 儲(chǔ)層物性特征分析 物性分析結(jié)果表明該區(qū)長8儲(chǔ)層總體屬于低孔、特低滲儲(chǔ)層。受沉積作用，橫向上表現(xiàn)出一定的非均質(zhì)性，即東部的孔隙度與滲透率要好于西部，這與古水流為從東向西的方向有關(guān)。受成巖作用影響，在東部的儲(chǔ)層以建設(shè)性成巖溶蝕作用為主，而西部基本為破壞性成巖沉淀膠結(jié)作用為主。

縱向上孔隙度、滲透率的分布基本上受砂體沉積的控制，即水下河道發(fā)育，砂層厚度大的區(qū)域孔隙度、滲透率相對(duì)高，而水下河道不發(fā)育，砂層厚度薄的區(qū)域孔隙度、滲透率相對(duì)低。受沉積作用制約，儲(chǔ)層物性好區(qū)域注水開發(fā)后見效速度快且注水易沿高滲帶水驅(qū)突進(jìn)，造成油井水淹，而儲(chǔ)層物性差的區(qū)域則注水不易見效。

1.1.2 單井物性特征分析 通過逐井深入儲(chǔ)層物性數(shù)據(jù)分析，從泥質(zhì)含量、電阻和聲波時(shí)差縱向分布對(duì)比可以看出，儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，泥巖夾層或鈣質(zhì)夾層普遍發(fā)育，將儲(chǔ)層分割且局部存在高滲層段，注水沿高滲層段突進(jìn)特征明顯。

1.2 注水強(qiáng)度大，油井易見水

池46區(qū)長8油藏小井距開發(fā)（注采井網(wǎng)為130×480 m 菱形反九點(diǎn)），注采敏感性強(qiáng)，礦場實(shí)踐證明，注水強(qiáng)度1.0 能夠促進(jìn)油井見效并保持見效穩(wěn)定，注水見效周期為80～110 d；通過注采關(guān)系驗(yàn)證，當(dāng)油井見效后的注水強(qiáng)度大于1.0 時(shí)油井易見水，見水周期為120～150 d，見水特征為：見效幅度增大、液面保持水平高，并迅速見水。

1.3 采液強(qiáng)度大，油井易見水

池46區(qū)長8油藏具有原始地層壓力高（21.3 MPa），地飽壓差大特征，油藏初期產(chǎn)能高，通過礦場實(shí)踐證明，油井見效后合理的采液強(qiáng)度為0.4～0.6；在注水穩(wěn)定而增大采液強(qiáng)度的情況下，油井易迅速見水，見水周期僅為30～50 d，見水特征為：液面持續(xù)上升并持續(xù)保持高液面、采液強(qiáng)度增大30～50 d 后即迅速見水，見水后產(chǎn)液量大幅上升。

1.4 局部受區(qū)域構(gòu)造控制，油井易見水

通過對(duì)池46區(qū)長8油藏沉積構(gòu)造研究表明，本區(qū)自北向南存在三條鼻隆構(gòu)造，自東向西平均落差油藏北部較中部和南部小，其中油藏中部構(gòu)造變化最大，自東向西平均落差為16.0 m，由于受構(gòu)造控制，油井易在低構(gòu)造位置或構(gòu)造發(fā)生大的變化位置見水。

2 水驅(qū)狀況識(shí)別

2.1 油、水井試井曲線

開發(fā)實(shí)踐證明，池46區(qū)早期開發(fā)注水技術(shù)參數(shù)與油、水井的試井資料相關(guān)性強(qiáng)。試井曲線在中期或晚期段導(dǎo)數(shù)曲線轉(zhuǎn)平，出現(xiàn)平面徑向流動(dòng)特征，為均勻驅(qū)替特征；而水驅(qū)沿高滲帶突進(jìn)或水驅(qū)不均特征表現(xiàn)為在試井曲線的晚期段，雙對(duì)數(shù)曲線斜率增大，曲線出現(xiàn)突然下滑，導(dǎo)數(shù)曲線與壓差曲線呈平行線狀。試井資料的應(yīng)用，是識(shí)別注水井水驅(qū)狀況的一個(gè)重要手段，不僅能夠定性評(píng)價(jià)早期開發(fā)油藏注水技術(shù)參數(shù)注水強(qiáng)度和注采比的合理性，而且能夠在油井動(dòng)態(tài)發(fā)生變化前，通過有效的注采調(diào)控及剖面治理手段，避免水驅(qū)狀況差造成的油井產(chǎn)能損失。

2.2 注水井井口壓力

池46區(qū)油藏注水井水驅(qū)狀況的變化，與注水井井口壓力密切相關(guān)，注水井井口壓力隨壓力驅(qū)替系統(tǒng)的初步建立而逐漸增大，當(dāng)壓力驅(qū)替系統(tǒng)完全建立后，注水井壓力趨于穩(wěn)定；通過吸水剖面、試井資料結(jié)合開發(fā)動(dòng)態(tài)驗(yàn)證，均勻水驅(qū)特征為注水井井口壓力保持穩(wěn)定；水驅(qū)沿高滲帶或裂縫突進(jìn)特征為注水井井口壓力在油井動(dòng)態(tài)發(fā)生變化前一個(gè)月左右，波動(dòng)較大或突降，因此，注水井井口壓力的監(jiān)控是識(shí)別油藏水驅(qū)狀況的另一重要手段。

3 油井見水治理研究

3.1 精細(xì)小層對(duì)比，持續(xù)優(yōu)化、合理開發(fā)技術(shù)政策

池46區(qū)長8油藏開發(fā)初期流壓高、儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)、局部儲(chǔ)層存在高滲帶（層段）是開發(fā)早期最明顯的特征，因此，結(jié)合油藏動(dòng)態(tài)研究，迅速建立以“溫和注水”為中心的注水格局，實(shí)施以油藏動(dòng)態(tài)研究為核心的精細(xì)注采調(diào)控，不斷驗(yàn)證“溫和注水”技術(shù)思路，是控制和延緩油藏見水周期，實(shí)現(xiàn)油藏高效開發(fā)的基礎(chǔ)。

3.1.1 精細(xì)油藏注水 隨著油藏開發(fā)時(shí)間的延長，通過不斷總結(jié)油藏早期地質(zhì)特征及開發(fā)特征的認(rèn)識(shí)，一方面在動(dòng)態(tài)響應(yīng)模型研究的基礎(chǔ)上結(jié)合油藏沉積、成巖、儲(chǔ)層、動(dòng)態(tài)等方面的綜合特征來界定流動(dòng)單元；依據(jù)流動(dòng)單元的劃分，針對(duì)不同流動(dòng)單元的特征，實(shí)施分區(qū)域的差異化溫和注水技術(shù)；另一方面通過逐井進(jìn)行儲(chǔ)層物性特征研究，精細(xì)小層對(duì)比，達(dá)到精細(xì)油藏注水的目的，控制和延長油井見水周期，保證油藏能夠?qū)崿F(xiàn)目標(biāo)化管理，持續(xù)高效開發(fā)。

表1 池46區(qū)2012年分區(qū)域注水開發(fā)技術(shù)政策

3.1.2 合理油藏平面采液 通過礦場實(shí)踐深入開展油藏工程論證，在不斷合理、優(yōu)化油藏壓力系統(tǒng)和注水技術(shù)的基礎(chǔ)上，積極開展地層系數(shù)結(jié)合試油及目前產(chǎn)能，確定油井合理產(chǎn)能分布工作。即利用油井產(chǎn)量與K（油層絕對(duì)滲透率）、φ（油層孔隙度）、H（有效厚度）、Kφ（油層絕對(duì)滲透率×油層孔隙度）、KH（油層絕對(duì)滲透率×有效厚度）、Hφ（有效厚度×油層孔隙度）等參數(shù)進(jìn)行大量相關(guān)性統(tǒng)計(jì)分析，找出與油井產(chǎn)能具有很好的正相關(guān)性的地層系數(shù)，結(jié)合試油成果及目前產(chǎn)能確定油井合理的產(chǎn)能，持續(xù)合理油藏平面采液分布，延長油井低含水采油期。

3.2 油、水井雙向堵水

通過拓展以往見水井僅治理對(duì)應(yīng)注水井的治理思路，積極開展油、水井雙向堵水，切實(shí)有效的降低了見水油井含水，為見水井治理提供了方向。

3.2.1 注水井化學(xué)堵水 池46區(qū)長8油藏注水井化學(xué)堵水經(jīng)歷了兩個(gè)階段，第一階段為試驗(yàn)期，第二階段為調(diào)整并推廣應(yīng)用期。

2010年池46區(qū)長8油藏局部注水沿高滲帶（層段）突進(jìn)，油井見水后產(chǎn)能損失嚴(yán)重，借鑒盤古梁長6油藏的成熟化學(xué)堵水經(jīng)驗(yàn)，在池46區(qū)長8油藏開展注水井化學(xué)堵水試驗(yàn)，但由于儲(chǔ)層及井網(wǎng)的差異，堵劑用量和施工排量過大，不僅對(duì)見水油井并未起到降低含水的作用，而且導(dǎo)致鄰井含水上升。

2011年通過深化儲(chǔ)層地質(zhì)認(rèn)識(shí)，及時(shí)優(yōu)化化學(xué)堵水技術(shù)參數(shù)，在降低堵劑用量的同時(shí)，實(shí)施小排量多段塞注入，取得了見水油井含水明顯下降、鄰井含水保持穩(wěn)定的良好效果，為池46區(qū)見水井的治理打下了堅(jiān)實(shí)基礎(chǔ)。

3.2.2 油井化學(xué)堵水 2011年在注水井化學(xué)堵水取得重大突破后，針對(duì)部分見水油井含水沒有明顯下降問題，拓展注水井化學(xué)堵水思路，對(duì)見水油井也實(shí)施化學(xué)堵水，雙向封堵高滲帶（層段），以期達(dá)到降低含水的目的，通過油井堵水試驗(yàn)，取得了見水油井含水大幅下降的良好效果，為見水油井的治理提供了可靠依據(jù)。

4 認(rèn)識(shí)與結(jié)論

（1）池46區(qū)長8油藏油井見水主要表現(xiàn)為儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，注水易沿高滲帶（層段）突進(jìn)、注水強(qiáng)度大、采液強(qiáng)度大、沉積構(gòu)造影響等4 種特征，其中以儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)為主要見水原因。

（2）試井曲線和注水井井口壓力是識(shí)別和判斷注水井水驅(qū)狀況的重要手段。

（3）精細(xì)小層對(duì)比，實(shí)施以油藏動(dòng)態(tài)研究為核心的精細(xì)溫和注采調(diào)控，是控制和延緩油藏見水周期，實(shí)現(xiàn)油藏高效開發(fā)的基礎(chǔ)。

（4）通過拓展以往見水井僅治理對(duì)應(yīng)注水井的治理思路，積極開展油、水井雙向堵水，是降低見水油井含水切實(shí)有效的手段，并為見水井治理提供了可靠依據(jù)。

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