新255、新291 长6 油藏见水机理及治理技术研究

贺彤彤，刘俊刚，王 刚，庄腾腾，王 凯，张 婧

（ 中国石油长庆油田分公司第九采油厂，宁夏银川 750006）

研究区（ 新255 区、新291 区）处于陕北斜坡中部，为一平缓的西倾单斜（ 倾角小于1 度）背景上发育的多组轴向近东西向的鼻状隆起构造。 主力油层三叠系长6 储层为湖成三角洲沉积， 岩性以灰绿色细粒硬砂质长石砂岩为主，成分及结构成熟度低，岩性致密。 长6可分为长61、长62、长63三个小层，储层孔隙度发育中等，平均渗透率低，属低渗透储层。

1 见水现状

当前，研究区油井已全部见水，含水以20 %～40 %为主。 见水主要以地层为主，含盐以大于5×104mg/L 为主，占总数的77 %（ 见图1）。

图1 研究区油井含盐统计分布图

在平面上， 见注入水多见与油藏中部采出程度较高区域，见地层水多分布于油藏边部。油井见注入水有孔隙型见水和裂缝型见水， 后者是导致油井含水大幅上升和产量下降的原因， 在新255 区尤为明显； 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。裂缝型水淹在研究区较为突出，直接威胁到油区稳产。

2 油井见水原因分析

2.1 储层非均质性

储层非均质性影响油井的见水时间及见水后含水的上升速度， 其中主要影响因素为储层渗透率的非均质性。 研究区渗透率主要分布在（ 0.01～3）×10-3μm2，其频率占91 %，平均渗透率为1.4×10-3μm2，属于低渗透油藏。 渗透率的非均质性对注水过程中的水驱方向具有主导作用，使得注入水沿着渗透率稍大的孔道流动，而小孔道则未充分水洗， 导致平面和剖面上的水驱不均。

研究区平面上除裂缝水淹井外， 含水分布与该区储层物性分布规律具有一定的关联性。一方面，储层物性较好区域，较好的渗流条件导致其较高的采出程度，从而导致含水上升；另一方面，该区域注入水推进速度较快，油井见效早，含水上升较快。

研究区剖面水驱不均现象较为明显。 新255 区2013 加大分层调配力度，共计调配19 井次，加强小层精细注水，提高单井吸水厚度和水驱动用程度，其中单井吸水厚度由2012 年的6.85 m 上升到9.42 m， 水驱动用程度由2012 年的58.8 %上升到61.1 %。 2013 年测得35 口水井剖面均匀吸水比例为51.4 % ，较2012年均匀吸水比例有所下降。主要为17 口水井剖面吸水状况较差，多呈现为指状吸水、部分层段吸水，导致油藏水驱动用程度较低。新291 区2013 年测得7 口水井剖面均匀吸水比例为57.1 %， 较2012 年均匀吸水比例有所下降。其中3 口水井剖面吸水状况较差，多呈现为指状吸水、部分层段吸水，导致油藏水驱动用程度较低，油藏整体水驱动用程度较低。

2.2 储层微裂缝

由于人工裂缝和天然微裂缝的影响， 注入水易沿裂缝方向快速推进，造成相应油井水淹，对应注水井吸水剖面多呈尖峰状或指状； 而侧向油井见效缓慢或者长期不见效，流压下降明显，液量递减较大，削弱了井网的储量控制程度。研究区裂缝型水淹较为突出，尤其在新255 区。 2013 年通过对水淹井的动态验证及示踪剂测试，验证来水方向，确定了研究区主要裂缝的发育部位和发育方向。

2.2.1 新255 区 结合注入水动态验证， 判断新255区裂缝主向为井网主向NE75°， 目前主要水淹条带有2 条，2013 年新增水淹井8 口， 目前水淹油井共计19口，其中注水水淹11 口，见地层水8 口。

新255 区水淹实例： 油藏中部旗58-112—旗64-118 裂缝条带油井水淹4 口，注水井尖峰吸水，主侧向压差8.1 MPa，侧向10 口油井，对比去年12 月，流压由5.32 MPa 下降到3.10 MPa，单井液量下降2.1 m3，单井产量下降0.6 t，平均月度递减4.9 %（ 见表1）。

2.2.2 新291 区 根据动态验证情况， 判断新291 区油藏发育NE40°方向的水淹条带，目前已发现3 条，分布在油区西北部，水淹油井4 口；另外，在水淹条带上4 口油井含水明显上升，存在水淹威胁。2013 年对裂缝带部位注水井采取化学堵水和弱化不稳定注水， 对应油井增油效果明显。

针对新291 油藏东南部优势见水方向不明确，动态验证效果不明显，2013 年对新298-38 井组开展示踪剂测试。 测试结果（ 见表2）显示油藏南部除在E40°方向水线推进速度较大外，SE170°方向注入水推进较快，速度高达160.7 m/d。

3 见水井治理对策

3.1 加强动态监测，明确来水方向

油藏动态监测及分析技术是开展油藏动态分析，进一步认识和评价油藏的重要手段， 是进行油藏开发调整的重要依据。根据新255 区油藏裂缝发育，水淹矛盾较为突出，为进一步验证油井见水方向，及时封堵裂缝，实现油田稳产开发，2014 年计划开展示踪剂测试3井次（ 旗53-119、旗55-119、旗63-111），通过示踪剂井间监测，重点评价油藏注水未见效部位水驱状况，评价注水效果，为该区域注水政策的制定提供依据。

表1 旗58-112—旗64-118 裂缝条带侧向井产量变化表

表2 新298-38 井组对应油井动态监测情况表

表3 研究区分流动单元开发技术政策优化表

3.2 精细平面注采调整，制定合理技术政策

针对研究区不同的生产动态特征， 制定了分流动单元合理技术政策。在地层能量不足区域，注水见效差的区域，采取局部强化注水措施；针对油藏裂缝发育，油井水淹严重区域，在整体维持目前注水政策的同时，局部精细注采调控，辅之以吸水剖面治理，试验裂缝带整体化学堵水（ 见表3）。

3.3 加强剖面治理，改善水驱状况

3.3.1 化学堵水 化学堵水是指通过化学剂的物理、化学堵塞作用，限制或降低出水层段的产水能力，同时限制或降低高渗层段的吸水能力， 改善注水井吸水剖面，进而改变水驱方向，提高水驱波及体积，提高采收率。 2013 年新291 区新294-38 井组E40°方向裂缝型水淹；通过对注水井实施化学堵水，其对应水淹井（ 新294-37、新294-39）见油效果明显（ 见图2）。 2014 年计划对新291 区新292-38、 新294-38 实施化学堵水（ 2013 年新294-38 化学堵水9 月失效）， 对新255 区旗51-121 等7 口注水井实施裂缝带整体化学堵水，有效缓解油井水淹矛盾。

3.3.2 选择性增注 对部分注水井吸水剖面表现为主力层多段动用， 一段或两段不吸水，2014 年计划对新255 区旗53-117、旗57-111、旗59-111、旗67-113 共4 口井及新291 区新300-40 井实施选择性增注，均衡剖面水驱，缓解层间水驱不均矛盾，有效发挥多段油层产能。

图2 新294-38 井生产曲线

3.3.3 暂堵酸化 储层剖面非均质性导致注入水在高渗段单向突进，吸水剖面呈尖峰状，部分层段不吸水，降低油藏水驱动用程度。 2014 年计划对新255 区旗57-115、旗59-1171、旗61-109、旗63-109、旗65-111共5 口井实施暂堵酸化，缓解层内水驱不均矛盾，提高油藏水驱动用程度。

4 结论与认识

研究区总体含水稳定，但局部高含水多见，主要为条带状见水和点状见水。该阶段控制含水上升速度、对高含水井采取相应措施是保证油藏稳产的重要任务。通过对见水现状及见水原因进行分析， 初步总结了研究区长6 油藏的见水规律， 针对研究区不同生产特征的区域制定了相应开发技术政策和剖面调整措施。

（ 1）当前，研究区油井已全部见水，含水以20 %～40 %为主。 见水主要以地层为主， 含盐以大于5×104mg/L 为主，占总数的77 %。

（ 2）油井见注入水以裂缝型见水为主，是导致油井含水大幅上升，产量下降，直接威胁油藏稳产任务。 新255 区发育裂缝以NE75°为主， 目前发现裂缝发育带两条， 水淹油井6 口； 新291 区发育裂缝以NE40°为主，水淹油井4 口；东南部除NE40°方向水线推进较快外， SE180°方向亦是注入水推进的优势通道。

（ 3）针对研究区不同区域不同油水井生产动态，制定了不同流动单元合理的技术开发政策和剖面调整措施。

［ 1］ 沈焕文，等.低渗透三叠系长6 油藏见水特征分析及治理对策［ J］.石油化工应用，2011，30（ 2）：36-40.

［ 2］ 刘强灸，樊华，张鹏，等.虎狼峁长6 油藏水淹井治理技术研究［ J］.石油化工应用，2011，30（ 8）：34-38.