姬塬油田北部长9油藏水驱控制因素分析

许志雄，杨 健，刘 可，杜四辈，马云成，吴国文

（中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川 750006）

姬塬油田北部位于陕北斜坡中段西部，构造平缓，为一宽缓西倾斜坡，构造平均坡度小于1°，平均坡降6~7 m/km。在这一区域背景上发育近东西向的鼻状隆起。姬塬北部长9油藏截至2011年12月该区共开油水井 178（142/36）口，单井砂体厚度 28.8 m，有效厚8.63 m，孔隙度11.57%，渗透率1.72 mD。井网东北部采用菱形反九点480 m×150 m井网，油藏西南部开发采用正方形300 m×300 m。

1 水驱控制因素分析

1.1 砂体的连续性

通过该区油藏剖面显示，长9油层自北向南、自西向东变薄变差，在油藏中部有不等厚度夹层存在，油藏边部底水较发育。长9油层整体连续性较好，无断层发育，是注水开发基本因素。

1.2 储层物性非均质程度

从渗透率非均质性看，一般渗透率的变异系数、极差和突进系数越大，表明非均质性程度越强，注水开发中更易发生注水前沿突进，造成含水率突然上升。所以，渗透率非均质性程度是控制注水开发油田见效见水的重要因素。长9油藏渗透率储层极差系数1.63、突进系数1.22。从该区长9油藏渗透率分布频率图也可得出该区长9油藏非均质性较强。

而从见效幅度与渗透率散点图可得出，该油藏注水见效井其渗透率主要位于≥1.0 mD。而该油藏油井渗透率主要位于1.0~2.0 mD。认为与分布频率有关，可以看出，储层非均质程度对注水见效有一定影响。

图1 姬塬油田北部长9油藏渗透率频率分布图

图2 长9油藏见效幅度与渗透率散点图

1.3 底水接触类型

根据该区油井与底水接触类型不同，分为3类接触，对其见效情况进行分析。

通过3类不同接触类型其见效情况可看出，其共性为整体压力保持较高水平。Ⅲ类接触类型井初期递减较Ⅰ、Ⅱ类较大，见效周期及见效幅度较之较小。分析原因为Ⅲ类接触井初期依靠自然能量开采，且底水不发育，无地层能量补充。而Ⅰ、Ⅱ接触井初期底水发育，能量能够及时恢复，递减较小。而投入注水开发后，由于砂体连通性较好，Ⅲ类接触井注水见效周期短，见效明显。而Ⅰ、Ⅱ接触类型井由于初期递减小，注水见效不明显。3种不同接触类型井其见效状况不同。认为不同底水接触类型是该区长9油藏注水见效重要控制因素之一。

表1 姬塬北部长9油藏分类见效井见效情况表

图3 姬塬北部长9油藏底水分布图

1.4 储层裂缝

2010年8月投入注水开发后，含水整体保持稳定，无含水突升井，分析认为该区长9油藏天然裂缝不发育，油井经过压裂、酸化后投入开发。微裂缝开启。通过不同投产方式见效情况不同。经过压裂投产井较酸化投产井初期递减较大，初期液量较高，分析原因为酸化投产井位于底水发育区，初期依靠自然能量开采，地层能量能够及时恢复。而压裂投产井初期底水不发育，造成递减较大，但初期经过压裂改造井，微裂缝开启，导流能力提高，初期液量较高。从而可以认为裂缝开启后，裂缝导流性是该区油藏注水见效受控因素之一。

1.5 重力及沉积韵律对水驱影响

流体具有质量，在渗流过程中收到重力场的作用力，流体表现出重力势能Pz：

式中：Pz-表示重力势能的压力，Pa；ρ-流体密度，g/cm3；z-相对高差，m；g-重力加速度，m/s2。

受重力的影响,正韵律砂体水洗段位于韵律的下部,上部绝大多数未被水波及到,水驱效率低，剩余油富集；反韵律砂体下细上粗，渗透率值下低上高受到重力作用时水驱表现出驱油效率高的特点，韵律上部水淹较强，中部水淹中等，下部水淹较弱，剩余油分布于渗透率相对较低的下部层段。

1.6 不同井网开发方式

姬塬北部长9油藏东北部采用菱形反九点480 m×150 m井网，油藏西南部开发采用正方形300 m×300 m。通过不同井网开发方式见效情况可看出，两类井网前3个月初期递减相近，菱形井网井前6个月递减略大于正方形井网井，但正方形井网由于井距较短，注水见效幅度大于菱形井网区，但由于其投产时间较短，见效井比例小于菱形井网区，两类井网见效周期相近。从而可以认为长9油藏不同井网开发方式对其注水见效有一定影响。

1.7 压力保持水平

图4 姬塬北部长9油藏剩余油测试图

表2 不同井网开发方式见效情况对比表

表3 姬塬北部长9油藏测压统计表

坊85-121井储层属低渗透均质无限大地层，储层完善程度好，近井地带流动正常，且压力系数为0.928，表明该井地层压力水平较高；该井具有裂缝存在特征。见效井主要位于压力保持水平较高区域。占见效井70%。不同底水接触类型区块整体压力保持水平较高。压力保持水平高低是水驱见效主要控制因素之一。

图5 姬塬北部长9油藏压力分布图

2 取得认识

通过对姬塬油田北部长9油藏油水驱控制因素分析，得出以下认识。姬塬油田北部长9油藏砂体连续性较好，其水驱主要控制因素为裂缝导流性、压力保持水平和底水接触类型；储层物性非均质性、重力及沉积韵律、注水时机、开发井网对其有一定影响；在压力保持水平较高情况下，通过该油藏不同底水接触类型制定注水开发技术政策。

[1]朱玉双，曲志浩，孙卫，闫林，梁晓伟，等.低渗、特低渗油田注水开发见效见水控因素分析—以鄯善油田、丘陵油田为例[J].西北大学学报，2003，33（3）：311-314.

[2]李红南，徐怀民，等.特低渗透储层非均质模式与剩余油分布[J].石油实验地质，2006，28（4）：404-408.