姬塬油田長4+5長6油藏水驅(qū)特征分析及治理對策研究

朱勝利，劉 杰，韓 濤，黃少偉，馬易欣

（中國石油長慶油田分公司第九采油廠，寧夏銀川 750006）

姬塬油田耿83 區(qū)構(gòu)造位于陜北斜坡中段西部；主力含油層系長4+52、長61層，砂體走向近于北東～南西向，呈條帶狀展布?？v向上，油藏多層系疊合，主力開發(fā)層系為長4+522、長612，局部疊合發(fā)育長4+521、長62。長61-長4+52時(shí)期，主要發(fā)育水下分流河道和分流間灣微相[1]。

1 水驅(qū)特征及原因分析

1.1 平面水驅(qū)特征

NE42°、NE108°方向見水明顯：平面上以NE42°、NE108°方向性見水為主，主要分布在油藏西部、南部和東北部，水驅(qū)主向上油井多表現(xiàn)為暴性水淹，目前孔隙-裂縫型、裂縫型見水井125 口。

結(jié)合歷年裂縫-孔隙型及裂縫型見水線分析可以看出，隨著注水量的增長和注水壓力上升，已經(jīng)形成裂縫型見水線會沿著原裂縫線不斷延長，存在注水開發(fā)動態(tài)縫的不斷延伸狀況，造成平面上水驅(qū)不均勻，導(dǎo)致裂縫線上油井高含水（見圖1）。

圖1 G83 歷年注水量和注采比變化圖

合采區(qū)和單采區(qū)注水受效差異大：2017 年起，為補(bǔ)充地層能量，開始實(shí)施強(qiáng)化注水政策，單井日注由17 m3上升到20 m3，注采比由3.34 上升到4.51。對比各單元?dú)v年試井資料，合采單元裂縫型，復(fù)合型占比相對較高，油井注水見效，但見水風(fēng)險(xiǎn)增加，單采長4+5單元以均質(zhì)型為主，注水受效差（見圖2，圖3）。

圖2 G83 區(qū)單采單元分類滲流模型對比圖

圖3 G83 區(qū)合采單元分類滲流模型對比圖

注采壓差大，有效驅(qū)替難以建立：同期對比存水率保持0.95，水驅(qū)指數(shù)由4.73 m3/t 上升到4.86 m3/t。歷年注采壓差由15.9 MPa 上升到23.8 MPa，試井資料統(tǒng)計(jì)表皮系數(shù)由-5.12 上升到-4.02，說明注水利用率降低，有效壓力驅(qū)替系統(tǒng)難以建立。

西南部注水效率低，油井低產(chǎn)：全區(qū)無效注水率為73.9%，其中羅4 單采長4+5 單元無效注水比例最大為92.0%。目前中南部單井累計(jì)注水量超過3×104m3，但目前壓力9.4 MPa，壓力保持水平僅63.4%。一是該區(qū)南部發(fā)育NE108°裂縫，裂縫側(cè)向受效差。二是北部物性相對較差，儲層滲流能力低[2]，且夾層發(fā)育，注采連通差，無效注水比例高（見圖4，圖5）。

圖4 G83 區(qū)歷年油水井注采壓差統(tǒng)計(jì)圖

圖5 G83 區(qū)長4+5 長6 油藏?zé)o效注水統(tǒng)計(jì)圖

1.2 剖面水驅(qū)特征

均勻吸水比例低，易形成優(yōu)勢通道：統(tǒng)計(jì)歷年吸水情況，均勻吸水比例僅41.2%，吸水不均井以指狀吸水和尖峰狀吸水為主，在地層非均質(zhì)性和重力分異的雙重影響下，一些滲透率高、厚度較小的通道成為地下流體的優(yōu)勢滲流通道。

均勻吸水比例低，易形成優(yōu)勢通道：耿83 長4+5、長6 油藏層間非均質(zhì)性強(qiáng)，縱向上局部發(fā)育高滲段，注入水驅(qū)替呈現(xiàn)高水淹層與低水洗段相間分布的狀態(tài)，注入水沿高滲段突進(jìn)造成儲層水洗。東部合采單元見水井共計(jì)12 口，根據(jù)示蹤劑、水驅(qū)前緣及動態(tài)驗(yàn)證分析，主要受層間水驅(qū)不均，長4+5 層突進(jìn)導(dǎo)致油井見水（見圖6，圖7）。

圖6 G83 區(qū)東部合采單元見水井統(tǒng)計(jì)圖

圖7 G83 區(qū)東部合采區(qū)可對比井分層壓力統(tǒng)計(jì)圖

層內(nèi)受效不均，薄層突進(jìn)導(dǎo)致油井見水：西北單采區(qū)層間吸水差異大，2018-2020 年吸水剖面可對比井2 口，吸水厚度由15.2 m 下降到7.6 m。結(jié)合對應(yīng)油井動態(tài)分析，主要受長4+522-2突進(jìn)影響，造成對應(yīng)主向油井高含水。

2 治理對策研究

通過不斷的探索試驗(yàn)，耿83 長4+5 長6 油藏形成在以深化地質(zhì)認(rèn)識為基礎(chǔ)上，以精細(xì)注采調(diào)整和數(shù)字化分注、剖面治理、層系調(diào)整為主的水驅(qū)治理措施[3]。

2.1 深化油藏特征認(rèn)識

重新認(rèn)識儲層非均質(zhì)性：油藏多期河道砂體相互疊加，縱向非均質(zhì)性強(qiáng)。當(dāng)滲透率級差改變時(shí)，表現(xiàn)在平面上是不同的飽和度分布情況。級差大于3.8 時(shí)有比較明顯的水流優(yōu)勢通道形成，且滲透率級差越大，表現(xiàn)特征越明顯，水洗越強(qiáng)。

持續(xù)開展小層注采對應(yīng)性研究：按照“油井高含水不等于每個(gè)層都高含水”的思路，以注水井為中心，持續(xù)開展小層精細(xì)對比。同時(shí)結(jié)合吸水剖面和產(chǎn)液剖面等動態(tài)監(jiān)測資料，重新分析見水原因，實(shí)施小層隔采、單注等9 井次，恢復(fù)產(chǎn)能4.8 t。

持續(xù)開展小層注采對應(yīng)性研究：通過含水對比、細(xì)分小層分析、動態(tài)監(jiān)測驗(yàn)證等手段，認(rèn)為裂縫以NE36°、NE108°、NW15°方向展布為主，油層厚度大、儲層物性好的區(qū)域易形成裂縫。累計(jì)注水量大、注采比大、注水強(qiáng)度大的區(qū)域易開啟微裂縫（見圖8）。

圖8 G83 區(qū)滲透率級差頻率圖

2.2 動態(tài)調(diào)整調(diào)控

分單元注水政策優(yōu)化：根據(jù)礦場數(shù)理統(tǒng)計(jì)、油藏工程計(jì)算，區(qū)塊遞減、含水與注采比關(guān)系分析，注采比保持在5.0～5.3 時(shí)，注水強(qiáng)度應(yīng)控制在1.6 m3/d·m 以內(nèi)，含水、遞減相對較低，油井見效程度高。

精細(xì)注水調(diào)整（見圖9）：針對油藏分單元開發(fā)矛盾，結(jié)合油藏動、靜態(tài)特征，以“技術(shù)參數(shù)與油藏匹配最佳”為原則，重點(diǎn)開展了強(qiáng)化注水、周期注水和溫和注水116 井次，井均日增油0.07 t，累積增油311 t。

數(shù)字式分層注水：2017-2020 年在耿83 區(qū)開展數(shù)字式分注試驗(yàn)，共計(jì)實(shí)施50 口。吸水可對比井4 口，吸水厚度由9.72 m 上升到10.43 m，分層配注可靠后，主要在羅43 南部開展上層強(qiáng)化注水3 井次，東部合采單元開展分層輪換注水3 井次，對應(yīng)井組月度遞減由1.26%下降到0.93%，適應(yīng)性較好。

剖面治理技術(shù)：2018-2020 年耿83 區(qū)實(shí)施調(diào)驅(qū)調(diào)剖治理9 井次，調(diào)整井組月度遞減由3.24%先下降到0.87%后上升到1.37%，平均有效期153 d，單井增油0.31 t/d。但措施后均出現(xiàn)欠注，消欠措施后恢復(fù)，下步計(jì)劃試驗(yàn)50 nm 微球。

局部層系調(diào)整：通過底層對比，結(jié)合歷年產(chǎn)液剖面測試結(jié)果，分析西部合采東南部長6 層為主產(chǎn)層，按照保障主力層高效注水的思路，開展單采單注長6 層試驗(yàn)，地層壓力逐步上升由12.3 MPa 上升到14.4 MPa，生產(chǎn)動態(tài)呈現(xiàn)注水見效特征，日產(chǎn)油由0.77 t 上升到0.90 t，下步結(jié)合數(shù)字化分注，逐步對長4+5 層恢復(fù)注水（見表1）。

表1 疊合區(qū)產(chǎn)液剖面測井統(tǒng)計(jì)表

3 結(jié)論與認(rèn)識

（1）耿83 長4+5 長6 油藏由于天然裂縫發(fā)育，注水開發(fā)中局部微裂縫開啟造成平面水驅(qū)復(fù)雜，油井見水風(fēng)險(xiǎn)大，制約著油藏高效開發(fā)。

（2）油藏多期河道砂體相互疊加，縱向非均質(zhì)性強(qiáng)，注入水驅(qū)替呈現(xiàn)高水淹層與低水洗段相間分布的狀態(tài)，一些滲透率高、厚度較小的通道成為地下流體的優(yōu)勢滲流通道。

（3）結(jié)合油藏平面剖面水驅(qū)特征，通過不斷探索實(shí)踐，形成了以精細(xì)注采調(diào)整和數(shù)字化分注、剖面治理、層系調(diào)整為主的水驅(qū)治理措施，確保了油藏可持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)。