姬塬油田池46區(qū)長(zhǎng)8油藏見(jiàn)水機(jī)理及治理對(duì)策

蘇小明，劉 可，劉春林，紀(jì)聳峰，張 波，呂勇勝

（中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

池46長(zhǎng)8油藏具有較強(qiáng)的非均質(zhì)性，從沉積上看，油藏中部和北部位置為河道中央，沉積厚度較厚，油層厚度17~20 m，油層?xùn)|部和南部屬于河道側(cè)緣，厚度在10~15 m，泥質(zhì)含量增加，達(dá)到15.71%~15.78%。高于中部的14.69%。由于沉積過(guò)程中河流多期擺動(dòng)，造成油層中部隔夾層發(fā)育，厚度在0.5~1 m，滲透率極差較大，中部為2.41，北部為1.71。突變系數(shù)中部明顯高于其他各區(qū)塊，達(dá)到0.29。

1 油藏分區(qū)見(jiàn)水特征及原因分析

根據(jù)流動(dòng)單元?jiǎng)澐忠罁?jù)首先將儲(chǔ)層進(jìn)行沉積分層，在沉積分層的基礎(chǔ)上，再按巖石物理特征對(duì)其進(jìn)行進(jìn)一步的細(xì)分，一般用孔隙度、滲透率、厚度、有效厚度、泥質(zhì)含量、流體飽和度、沉積構(gòu)造及巖石顏色等對(duì)儲(chǔ)層進(jìn)行劃分。將池46區(qū)塊劃分為北部、中部、東部以及南部，各部位在物性和生產(chǎn)動(dòng)態(tài)上均有明顯差異。

1.1 油藏北部吸水剖面與沉積韻律相反，油井零星見(jiàn)水

油藏北部見(jiàn)水特征為零星小幅見(jiàn)水。油藏北部在所有區(qū)塊里面物性最好，有效厚度平均20 m，物性相對(duì)均勻，滲透率極差1.71，變異系數(shù)0.17。該區(qū)沉積時(shí)位于河道中央，除邊部外厚度均勻，隔夾層不發(fā)育。油井投產(chǎn)初期產(chǎn)量較高，平均日產(chǎn)6.5 t。經(jīng)過(guò)5年注水開(kāi)發(fā)，油藏油井已基本見(jiàn)效，從區(qū)塊見(jiàn)水特征來(lái)看：平面上表現(xiàn)為零星見(jiàn)水，零星分布于北部各個(gè)位置。從油井見(jiàn)水剖面上看：油井見(jiàn)水后含水上升幅度不大，一次見(jiàn)水通常從10%上升至40%左右，持續(xù)穩(wěn)定，注水可控。

見(jiàn)水主要原因?yàn)樽⑺露挝?，單層注水?qiáng)度過(guò)大造成局部注水突進(jìn)。池46長(zhǎng)8油藏北部自2011年至今投注水井34口，測(cè)試吸水剖面顯示剖面吸水不均16口，占總井?dāng)?shù)47.1%，主要是下段吸水強(qiáng)度大，上段不吸水或微吸水。其中，表現(xiàn)與沉積韻律呈現(xiàn)反向特征12口，占剖面下段吸水75.0%。通過(guò)對(duì)北部2口水井測(cè)試相關(guān)流量同樣顯示下段吸水較強(qiáng)，而上端弱吸水。而北部沉積韻律主要為均值韻律與反韻律，根據(jù)物性特征主要吸水狀態(tài)應(yīng)較為均勻和上段吸水較高。

表1 池46區(qū)油藏分區(qū)域儲(chǔ)層物性對(duì)比表

造成這種與沉積韻律相反的吸水特征的主要原因?yàn)椋海?）注水重力分異作用，下段注水壓力略高于上段，造成下段吸水好于上段；（2）注水井管柱下入過(guò)深，由于注水井在日生產(chǎn)中，為了減少注水井吸水剖面測(cè)試遇阻問(wèn)題，油管下入水井中通常過(guò)射孔段，造成注入水需從套管向上返時(shí)才能注入上段，從而需要克服重力作用，造成上段吸水較弱；（3）物性差異影響，雖然剖面自然電位曲線顯示整體均值性較好，整體均勻，但從密度曲線以及感應(yīng)電阻率曲線上看仍存在一些差別，主要表現(xiàn)為下段電阻率高于上段，下段物性相對(duì)較好的特征。

圖1 池46區(qū)井組含水率與注采比、累計(jì)注采比關(guān)系圖

圖2 池46區(qū)中部油井含水與注水強(qiáng)度關(guān)系圖

圖3 池46區(qū)中部油井含水與采液強(qiáng)度關(guān)系圖

1.2 油藏中部夾層發(fā)育，非均值性強(qiáng)見(jiàn)水加劇

油藏中部見(jiàn)水特征主要表現(xiàn)為由點(diǎn)到面的范圍見(jiàn)水。該部位雖然物性較好，平均厚度18 m，但非均值性較強(qiáng)。滲透率極差2.41，變異系數(shù)0.29。沉積時(shí)期該區(qū)河道多次擺動(dòng)，造成中部夾層發(fā)育。夾層分布頻率較高但厚度較薄，平均為0.5 m。由于區(qū)塊整體超前注水，能量較高但非均值性較強(qiáng)。造成部分油井投產(chǎn)即見(jiàn)水。從2010年至今，油藏中部見(jiàn)水井比例已達(dá)到63%。見(jiàn)水后油井含水上升幅度較高，初次含水上升即從10%上升到50%~60%，然后短時(shí)間內(nèi)上升至100%。

見(jiàn)水原因主要為儲(chǔ)層非均值較強(qiáng)。通過(guò)對(duì)油藏中部含水上升率與注采比和累計(jì)注采比關(guān)系統(tǒng)計(jì)得出，與注采比無(wú)明顯相關(guān)性。同時(shí)含水上升率與水井注水強(qiáng)度呈直線相關(guān)性，和采液強(qiáng)度呈指數(shù)相關(guān)性。主要見(jiàn)水區(qū)塊與采液強(qiáng)度在平面分布上具有良好的吻合度。而造成油井采液強(qiáng)度過(guò)大的主要原因并不是油井生產(chǎn)參數(shù)過(guò)大，主要由油井物性以及和水井對(duì)應(yīng)情況決定。

通過(guò)對(duì)油藏中部物性研究分析表明：油藏中部?jī)?chǔ)層主要分布反韻律和復(fù)合韻律，兩者交替分布，即便是在同一個(gè)井組同時(shí)分布反韻律、復(fù)合韻律。曲線形態(tài)主要表現(xiàn)為漏斗形與鐘形，同時(shí)還存在部分箱形。和水井組合結(jié)果復(fù)雜。通過(guò)對(duì)見(jiàn)水井剖面對(duì)比結(jié)果，油井見(jiàn)水主要原因井組內(nèi)物性差別為：若復(fù)合韻律對(duì)應(yīng)反韻律或復(fù)合韻律易見(jiàn)水，即油井中部物性較好對(duì)應(yīng)水井上段物性較好或同樣也是中部好時(shí)，油井見(jiàn)水加快。再?gòu)木M見(jiàn)水時(shí)間上來(lái)看，復(fù)合韻律最先見(jiàn)水，然后為均值韻律和正韻律，反韻律見(jiàn)水時(shí)間最慢。

1.3 油藏東部物性差導(dǎo)致注水突進(jìn)嚴(yán)重，油井見(jiàn)水

油藏東部見(jiàn)水形式主要表現(xiàn)為井組內(nèi)注水單向突進(jìn)，東部整體開(kāi)發(fā)水平較低，油井平均產(chǎn)量維持在1 t水平。物性較差起主導(dǎo)作用。該部位處于河道邊緣位置，河道多期擺動(dòng)影響該區(qū)隔夾層發(fā)育。局部發(fā)育鼻隆構(gòu)造，構(gòu)造差異大。滲透率極差達(dá)到2.61，隔夾層密度0.53，變異系數(shù)0.22。受物性影響，該區(qū)塊油井見(jiàn)效緩慢，見(jiàn)效周期超過(guò)16個(gè)月，遠(yuǎn)高于油藏中部4~6個(gè)月。隔夾層發(fā)育導(dǎo)致井組內(nèi)注水單向突進(jìn)，含水上升，井組內(nèi)其他油井則長(zhǎng)期不見(jiàn)效。

2 治理對(duì)策及效果

2.1 改善水井平面非均質(zhì)性，水井堵水調(diào)剖

由于油層平面非均值性由油藏沉積時(shí)形成，后期改變其物性比較困難，目前有效的主要措施手段是通過(guò)堵劑堵水來(lái)實(shí)現(xiàn)。但是堵劑體系的選擇以及堵劑的適用性成為堵水效果的關(guān)鍵。從2010-2013年，從最初的設(shè)想封堵裂縫到目前的空隙性堵水；從單點(diǎn)堵水到區(qū)塊堵水；再?gòu)乃滤接退p向堵水。通過(guò)調(diào)整堵劑體系調(diào)整段塞組合，實(shí)施先侯凝后驅(qū)油，防止了驅(qū)油劑對(duì)主體段塞的過(guò)早沖刷。以先試注后分析再確定施工濃度；確保施工合理有效，防止壓力提前爬升。針對(duì)地層情況水驅(qū)流向改變劑由小顆粒改為微顆粒。通過(guò)化堵前、化堵中壓降測(cè)試，分析地層吸水能力，調(diào)整堵劑濃度；施工壓力不能超過(guò)該井組干線注水壓力，確保化堵后正常注水；堵劑用量根據(jù)油井效果調(diào)整堵劑用量。

通過(guò)2012-2013年化堵，油藏全年含水上升率控制在1.1%左右，相比2012年的2%下降了0.9%。油藏存水率從2012年底0.68緩慢上升至0.72，水驅(qū)效率提高。油藏含水上升趨勢(shì)減緩。化堵井組整體含水呈下降趨勢(shì)。

2.2 平面調(diào)整，抑制單項(xiàng)突進(jìn)

對(duì)于油藏中部見(jiàn)水嚴(yán)重區(qū)域，通過(guò)降低地面參數(shù)，平面控制采液強(qiáng)度較大油井12井次，控制采液強(qiáng)度在0.6 m3/m·d以下，均衡平面采液等措施，抑制注水井單向突進(jìn)。雖然在控制初期損失油量達(dá)到12 t，但有效延長(zhǎng)油井低含水生產(chǎn)時(shí)間，通過(guò)抑制的低含水井組含水上升趨勢(shì)明顯減緩。同時(shí)通過(guò)抑制高含水采液強(qiáng)度，在平面上促進(jìn)井組內(nèi)其余油井見(jiàn)效，見(jiàn)效油井13井次，井組液面整體回升，日增油8.9 t，累計(jì)增油348 t。井組內(nèi)油井產(chǎn)量基本恢復(fù)到控制以前，效果較好。

2.3 局部弱化注水，讓油藏受注水控制

通過(guò)近4年的開(kāi)發(fā)經(jīng)驗(yàn)，由于池46區(qū)塊井距較小，超前注水、地層能量高，油井見(jiàn)效周期4~6個(gè)月，由于油藏中部非均值特性，見(jiàn)效后見(jiàn)水矛盾為該區(qū)開(kāi)發(fā)主要矛盾。所以對(duì)于油藏見(jiàn)水區(qū)域持續(xù)弱化開(kāi)發(fā)注水技術(shù)，注采比持續(xù)維持在0.7~0.8。在見(jiàn)水矛盾大于遞減矛盾的情況下，弱化注水防止油井見(jiàn)效見(jiàn)水。2013年見(jiàn)水損失產(chǎn)能35 t，產(chǎn)量下降影響25 t，合計(jì)影響60 t，相對(duì)2012年油藏中部?jī)H見(jiàn)水損失產(chǎn)能45 t，見(jiàn)水井從2012年22口井下降至18口，整體含水上升趨勢(shì)減緩。

3 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

（1）油藏北部主要分布正韻律，造成下段吸水較好，通過(guò)常規(guī)措施難以達(dá)到改善上端吸水狀況。通過(guò)注采調(diào)整減緩上升速度，延長(zhǎng)油井低含水生產(chǎn)時(shí)間。

（2）油藏中部見(jiàn)水主要原因?yàn)椴梢簭?qiáng)度和注水強(qiáng)度，均為可控因素，通過(guò)對(duì)采液強(qiáng)度控制在0.6 m3/m·d以下，能有效減緩含水上升速度。

（3）油藏中部非均值型強(qiáng)，變異系數(shù)高（0.29），井組見(jiàn)水周期差異，通過(guò)化學(xué)堵水，能夠有效緩解剖面吸水狀況，達(dá)到均衡水驅(qū)，降低含水的目的，建議油水井雙向?qū)嵤?，措施效果較好。

（4）在油藏儲(chǔ)層物性主導(dǎo)油藏開(kāi)發(fā)規(guī)律的情況下，通過(guò)油藏平面上調(diào)整，剖面上治理相結(jié)合，不斷雙向調(diào)整減緩油井含水上升。

[1]黃瓊.姬塬油田池46井區(qū)長(zhǎng)8油藏2010年開(kāi)發(fā)方案[G].西安：中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田公司，2010.

[2]李道品.高效開(kāi)發(fā)低滲透油藏的關(guān)鍵和核心[J].低滲透油氣田，2006，（3）：1-7.

[3]閔琪.低滲透油氣田研究與實(shí)踐[M].北京：石油工業(yè)出版社，2005.