姬塬油田池46区长8油藏见水特征分析

马云成，李化斌，刘可，张 鹏，蔡 涛，杨 健，莫 磊

（中国石油长庆油田公司第三采油厂，宁夏银川 750006）

姬塬油田池46区长8油藏位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡西端，为一宽缓的西倾单斜（倾角小于1°），背景上由于差异压实作用，在局部形成起伏较小、轴向近东西或北东向（隆起幅度10～30 m）的鼻状隆起，主力油层为三叠系长8储层，属湖盆三角洲前缘沉积体系，区内地层沉积连续完整，中间无突变缺失现象，冲积扇-扇三角洲广泛发育，地层厚度西厚东薄，西粗东细，主体带砂层厚度大于20 m，平均有效厚度16.8 m，平均有效孔隙度12.02%，平均渗透率1.31×10-3μm2。

1 油井见水特征研究

1.1 储层非均质性强，注水易沿高渗带（层段）突进

1.1.1 储层物性特征分析 物性分析结果表明该区长8储层总体属于低孔、特低渗储层。受沉积作用，横向上表现出一定的非均质性，即东部的孔隙度与渗透率要好于西部，这与古水流为从东向西的方向有关。受成岩作用影响，在东部的储层以建设性成岩溶蚀作用为主，而西部基本为破坏性成岩沉淀胶结作用为主。

纵向上孔隙度、渗透率的分布基本上受砂体沉积的控制，即水下河道发育，砂层厚度大的区域孔隙度、渗透率相对高，而水下河道不发育，砂层厚度薄的区域孔隙度、渗透率相对低。受沉积作用制约，储层物性好区域注水开发后见效速度快且注水易沿高渗带水驱突进，造成油井水淹，而储层物性差的区域则注水不易见效。

1.1.2 单井物性特征分析 通过逐井深入储层物性数据分析，从泥质含量、电阻和声波时差纵向分布对比可以看出，储层非均质性强，泥岩夹层或钙质夹层普遍发育，将储层分割且局部存在高渗层段，注水沿高渗层段突进特征明显。

1.2 注水强度大，油井易见水

池46区长8油藏小井距开发（注采井网为130×480 m 菱形反九点），注采敏感性强，矿场实践证明，注水强度1.0 能够促进油井见效并保持见效稳定，注水见效周期为80～110 d；通过注采关系验证，当油井见效后的注水强度大于1.0 时油井易见水，见水周期为120～150 d，见水特征为：见效幅度增大、液面保持水平高，并迅速见水。

1.3 采液强度大，油井易见水

池46区长8油藏具有原始地层压力高（21.3 MPa），地饱压差大特征，油藏初期产能高，通过矿场实践证明，油井见效后合理的采液强度为0.4～0.6；在注水稳定而增大采液强度的情况下，油井易迅速见水，见水周期仅为30～50 d，见水特征为：液面持续上升并持续保持高液面、采液强度增大30～50 d 后即迅速见水，见水后产液量大幅上升。

1.4 局部受区域构造控制，油井易见水

通过对池46区长8油藏沉积构造研究表明，本区自北向南存在三条鼻隆构造，自东向西平均落差油藏北部较中部和南部小，其中油藏中部构造变化最大，自东向西平均落差为16.0 m，由于受构造控制，油井易在低构造位置或构造发生大的变化位置见水。

2 水驱状况识别

2.1 油、水井试井曲线

开发实践证明，池46区早期开发注水技术参数与油、水井的试井资料相关性强。试井曲线在中期或晚期段导数曲线转平，出现平面径向流动特征，为均匀驱替特征；而水驱沿高渗带突进或水驱不均特征表现为在试井曲线的晚期段，双对数曲线斜率增大，曲线出现突然下滑，导数曲线与压差曲线呈平行线状。试井资料的应用，是识别注水井水驱状况的一个重要手段，不仅能够定性评价早期开发油藏注水技术参数注水强度和注采比的合理性，而且能够在油井动态发生变化前，通过有效的注采调控及剖面治理手段，避免水驱状况差造成的油井产能损失。

2.2 注水井井口压力

池46区油藏注水井水驱状况的变化，与注水井井口压力密切相关，注水井井口压力随压力驱替系统的初步建立而逐渐增大，当压力驱替系统完全建立后，注水井压力趋于稳定；通过吸水剖面、试井资料结合开发动态验证，均匀水驱特征为注水井井口压力保持稳定；水驱沿高渗带或裂缝突进特征为注水井井口压力在油井动态发生变化前一个月左右，波动较大或突降，因此，注水井井口压力的监控是识别油藏水驱状况的另一重要手段。

3 油井见水治理研究

3.1 精细小层对比，持续优化、合理开发技术政策

池46区长8油藏开发初期流压高、储层非均质性强、局部储层存在高渗带（层段）是开发早期最明显的特征，因此，结合油藏动态研究，迅速建立以“温和注水”为中心的注水格局，实施以油藏动态研究为核心的精细注采调控，不断验证“温和注水”技术思路，是控制和延缓油藏见水周期，实现油藏高效开发的基础。

3.1.1 精细油藏注水 随着油藏开发时间的延长，通过不断总结油藏早期地质特征及开发特征的认识，一方面在动态响应模型研究的基础上结合油藏沉积、成岩、储层、动态等方面的综合特征来界定流动单元；依据流动单元的划分，针对不同流动单元的特征，实施分区域的差异化温和注水技术；另一方面通过逐井进行储层物性特征研究，精细小层对比，达到精细油藏注水的目的，控制和延长油井见水周期，保证油藏能够实现目标化管理，持续高效开发。

表1 池46区2012年分区域注水开发技术政策

3.1.2 合理油藏平面采液 通过矿场实践深入开展油藏工程论证，在不断合理、优化油藏压力系统和注水技术的基础上，积极开展地层系数结合试油及目前产能，确定油井合理产能分布工作。即利用油井产量与K（油层绝对渗透率）、φ（油层孔隙度）、H（有效厚度）、Kφ（油层绝对渗透率×油层孔隙度）、KH（油层绝对渗透率×有效厚度）、Hφ（有效厚度×油层孔隙度）等参数进行大量相关性统计分析，找出与油井产能具有很好的正相关性的地层系数，结合试油成果及目前产能确定油井合理的产能，持续合理油藏平面采液分布，延长油井低含水采油期。

3.2 油、水井双向堵水

通过拓展以往见水井仅治理对应注水井的治理思路，积极开展油、水井双向堵水，切实有效的降低了见水油井含水，为见水井治理提供了方向。

3.2.1 注水井化学堵水 池46区长8油藏注水井化学堵水经历了两个阶段，第一阶段为试验期，第二阶段为调整并推广应用期。

2010年池46区长8油藏局部注水沿高渗带（层段）突进，油井见水后产能损失严重，借鉴盘古梁长6油藏的成熟化学堵水经验，在池46区长8油藏开展注水井化学堵水试验，但由于储层及井网的差异，堵剂用量和施工排量过大，不仅对见水油井并未起到降低含水的作用，而且导致邻井含水上升。

2011年通过深化储层地质认识，及时优化化学堵水技术参数，在降低堵剂用量的同时，实施小排量多段塞注入，取得了见水油井含水明显下降、邻井含水保持稳定的良好效果，为池46区见水井的治理打下了坚实基础。

3.2.2 油井化学堵水 2011年在注水井化学堵水取得重大突破后，针对部分见水油井含水没有明显下降问题，拓展注水井化学堵水思路，对见水油井也实施化学堵水，双向封堵高渗带（层段），以期达到降低含水的目的，通过油井堵水试验，取得了见水油井含水大幅下降的良好效果，为见水油井的治理提供了可靠依据。

4 认识与结论

（1）池46区长8油藏油井见水主要表现为储层非均质性强，注水易沿高渗带（层段）突进、注水强度大、采液强度大、沉积构造影响等4 种特征，其中以储层非均质性强为主要见水原因。

（2）试井曲线和注水井井口压力是识别和判断注水井水驱状况的重要手段。

（3）精细小层对比，实施以油藏动态研究为核心的精细温和注采调控，是控制和延缓油藏见水周期，实现油藏高效开发的基础。

（4）通过拓展以往见水井仅治理对应注水井的治理思路，积极开展油、水井双向堵水，是降低见水油井含水切实有效的手段，并为见水井治理提供了可靠依据。

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