姬塬油田W区C油藏见水规律及治理对策

侯海峰　孙晓玲　孙晓萍　张小龙

摘 要：W区C油藏随着开发时间的延长、采出程度的增加，油藏含水上升速度加快、见水井比例逐年增加且治理难度增加已严重制约着油田稳产。本文通过深入剖析油井见水规律，分析影响含水上升的主控因素，分析不同的见水特征规律配套相应的治理技术对策，对深化低渗透油田见水规律认识以及见水井治理技术具有重大实践意义。

关键词：见水规律;见水受控因素;治理技术

1 地质概况

姬塬油田W区C油藏位于陕北斜坡中部，发育一系列由东向西的低幅鼻隆构造，油藏埋深1648-1940m，属于典型的三低油藏。本区沉积环境为湖相三角州前缘沉积，发育水下分流河道、堤岸、河口坝、河道间和决口扇等微相。2005年开始油藏东南部矩形井网建产开展先导试验，2006年开始以520×150m的菱形反九点井网，并以此为主要井网形式大规模滚动建产。

2 开发形势

随着注水时间的延长和采出程度的增加，含水上升速度加快，并出现个别井暴性水淹，同时剖面和平面矛盾加剧，局部区域流压下降，油藏中部局部区域存在高渗带（微裂缝），影响注水开发效果;油藏高渗及剖面问题见水矛盾突出，局部油井见水堵塞相对严重，油藏稳产难度大。

3 见水规律及特征

3.1 受沉积微相影响

油藏中部高含水井为点状分布，动态表现为油水井双向沟通，见水后液量、液面、含水大幅度上升，油量、含盐大幅度下降;高含水井主要分布水下分流河道微相，见水主要为剖面见水、高渗带见水，动态表现为液量、液面稳定，含水大幅度上升但没有水淹，油量下降。

3.2 见水规律及控制因素

随着开发年限的延长以及受剖面非均质性的影响，注水井吸水状况变差导致水驱油效率下降。吸水剖面显示指状吸水、尖峰状吸水、部分射孔段不吸水现象普遍存在;见水井对应注水井对应剖面问题尤为严重。11口见水井产液剖面显示该区见水层位主要是下层，因此控制高渗带注水量和注水强度、增加中低渗透段吸水强度是保持注入水驱替均匀、控制对应油井含水上升的关键。

3.3 不同渗流机理呈现不同见水规律

以孔隙渗流为主的区域，油井见水后，含水变化随着采出程度的增大呈缓慢上升趋势，含水上升越缓慢，表明水驱越均匀，低含水期越长。以裂缝发育的区域，油井见水后，含水随着采出程度的增大上升快，随着含水上升速度的加快表明裂缝水驱特征越明显，低含水期越短。

4 见水井治理技术应用效果

4.1 注水井剖面治理

吸水剖面指状、尖峰状、弱吸水的注水井实施酸化调剖、暂堵酸化、浅层调剖、分层注水等措施提高剖面动用程度，统计实施剖面治理65井次对应油井平均单井日增油0.67t，降综合含水2.3%，可对比井吸水剖面厚度增加5.6m。

4.2 堵水调剖技术

油藏优势方向明显导致主向油井见水周期短，易水淹，侧向油井难以见效的情况;油水井对应关系明显的，对注水井开展了堵水调剖措施，堵塞裂缝和大孔道，促使水驱方向发生改变，提高剖面动用程度;措施后主向油井液量下降，井组的存水率和水驱指数上升，水驱效率提高，对应油井含水下降，侧向井逐步见效，治理效果显著。

4.3 见水堵塞井暂堵酸化技术

区域油层射开厚度12-15m，统计油藏126口暂堵酸化措施参数，酸化强度在0.85-0.90m3/m，聚丙烯酰胺16-20kg，暂堵剂 1200-1500kg，暂堵酸化后日增油大于平均日增油量。

4.4 水淹井油井堵水技术

根据水淹井特征认识，油井裂缝型见水通过多次验证对应关系不明显且水淹时间较短（一年以内），累计采出程度低的油井实施化学封堵措施降低油井含水恢复油井产能，实施3井次日增油4.37t，降低综合含水16.2%，效果显著。

4.5 见水井隔采

由于剖面问题导致油井单向突进、单层见水的油井采取机械隔采方式找见水层，可以暂时性降低油井含水提高单井产能，实施16井次实现日增油14.7t。

5 结论与认识

①受沉积微相控制的剖面水驱不均以及受地层微裂缝、人工裂缝的共同作用油藏含水上升的主控因素，其次为微裂缝型沟通;②剖面上增加中低渗透段吸水强度是保持注入水驱替均匀，控制对应油井含水上升的关键;③形成了通过深部调剖、浅层调剖、分注、酸化调剖、对注水井进行剖面治理;通过酸化措施使孔隙型见水井恢复产能的见水井治理配套技術，并取得了明显的效果;④针对孔隙型见水井实施暂堵酸化，裂缝型见水实施油水井双向堵水和机械隔采措施效果较好。

参考文献：

[1]李道品，罗迪强.低渗透油田开发的特殊规律-低渗透油田开发系列论文之一[J].断块油气田，1994（4）：30-35.

[2]王道富.鄂尔多斯盆地特低渗油田开发.北京：石油工业出版社，2007.