西峰油田水驱规律再认识

余强 席红利 余钟 刘佳

（1．中国石油长庆油田分公司第二采油厂 甘肃庆城 745100；2．中国石油长庆油田分公司第一采油厂 陕西延安 716000）

1 油藏概况

1.1 开发历程

西峰油田位于鄂尔多斯盆地西南端，2001年，按照“宏观找油理论”和“三个重新认识”指导思想，在西峰油田西17井获得重大突破，先后建成白马中、白马南、董志、西41等长8四大主力油藏，动用地质储量1.64亿吨，连续8年稳产百万吨，已累计生产原油1247万吨。

图1 西峰地区井口年产油曲线（2001-2018年）

1.2 裂缝发育，初期含水上升快

西峰油田整体裂缝发育。通过大地电位法、5700X-MAC、DSA与古地磁等手段监测，该地区主应力方向北东75-80度，井网部署主向与地应力方向一致，投产后含水快速上升，低含水采油期短，采取注采优化、堵水调剖、堵水压裂等措施治理，效果不明显，需要对水驱规律进行再认识，总结治理对策。

2 水驱规律再认识

西峰油田开发10余年来，水驱特征差异较大，突出表现为主向水淹后侧向见水见效的差异性。截止油田目前见水434口，见水率84.3%，水淹282口，水淹率54.8%，地质储量采出程度仅3.95%；侧向见水见效差异大，见水637口，见水率57.2%，水淹率8.0%。

从见水特征和水驱特征看，有三种不同的表现形式：白马南侧向见效慢（主向水淹，侧向见效慢，主向水淹率82.7%，侧向见水率14.2%，侧向井压力保持85.5%，地质储量采出程度4.55%），白马中侧向见水见效（主向水淹率44.1%，侧向井见效比例95.0%，侧向井压力保持96.1%，地质储量采出程度20.49%），董志侧向见效差异大（主向水淹率56.7%，侧向井见水率63.5%，侧向井压力保持93.1%，地质储量采出程度5.31%）。

2.1 白马南侧向见效慢，采油速度低

白马南2005年投入开发，长8平均渗透率0.69mD，采用菱形反九点井网开发，原始井排距540×220m，井网密度较小。受裂缝屏蔽作用，主向水淹快，侧向见效慢，油井地层压力保持水平仅85.5%，常规注采方式难以较快驱替侧向剩余油。

图2 白马南裂缝见水后主侧向水驱效果图

油水井注采压差、主侧向压差均较大。该区原始地层压力16.5MPa，从近几年压力变化看，水井压力上升到36.5MPa，主向压力19.2MPa，侧向压力14.1MPa，主侧向压差5.1MPa，侧向驱替建立慢。

图3 白马南区历年压力曲线

2006年以来，开展侧向加密调整、体积压裂等试验43口，实施区日产油从59吨上升到121吨，采油速度从0.30%上升到0.62%，较好地改善了油藏开发效果，区域长期保持低含水开发。

2.2 白马中侧向见效见水，含水上升速度快

白马中区2004年投入开发，长8平均渗透率2.72mD，采用菱形反九点井网，井排距520×180m，标定采收率21%，累计开发14年，地储储量采出程度20.54%，地储储量采油速度0.63%，综合含水55.4%。

平面水驱波及程度高，多方向见效见水。白马中侧向井见水比例95.0%，通过示踪剂监测（19井组）、水驱前缘测试(9井组)、动态分析(85井次)等手段验证，平面见水呈多方向性。随着开发时间延长，白马中区主向含水上升减缓，侧向含水上升加快，见水与见效同步发生，水驱效果较好。

纵向水驱差异大，低渗层动用程度低。通过近5年产液剖面、剩余油测试显示，主力层长812-3动用程度较高，同时层间水驱存在差异。

为挖潜低含水层剩余油，2016-2018年在白马中开展单砂体研究，进一步精细注采对应关系，精细剩余油刻画，年均挖潜逾20口（定向压裂低含水层5口，暂堵压裂15口），年累计增油4500吨。

2.3 董志侧向见效差异大，平面水驱不均

董志区处于物源的近端，储层物性较差，通过19口取芯井、1487块样本分析，渗透率低于0.3mD比例达到51.2%，渗透率在1.0mD以上的比例仅12%，区块平均渗透率0.53mD。2004年采用采用菱形反九点开发，井排距540×130m，受微裂缝、物性等双重因素影响，平面见效不均。

从压力与液量的统计分析看，董志区不见效井长期低液量、低含水，见效井液量增幅小、含水高。压力保持水平低于90%的38口低压井，平均单井日产液0.71方，日产油0.49吨，含水17.7%；压力保持水平在90%以上的43口井，平均单井日产液1.87方，日产油0.76吨，含水51.5%。

表1 董志侧向井压力分级与见效特征对比表

3 结论与认识

（1）西峰油田开发过程中，主向水淹是油田开发面临的难点，早期投入工作量大、投资大，但整体效果、效益不明显，还需要技术人员开展艰辛的努力，实现剩余油的有效挖潜。

（2）通过开发动态、试井、加密等手段，对油田水驱状况有了更清晰的认识，为后期挖潜方向奠定了基础，加密调整、体积压裂、开窗侧钻、微球调剖等，将成为提高采油速度、提高开发水平的主要手段，将在油田继续推广。

（3）随着采出程度、累计注水量的增加，水驱特征日趋复杂化，需要对储层持续开展精细小层划分、精细单砂体刻画，指导注采调整、分层注水、封层补孔等工作，实现油田在低水平下的长期稳产。