安塞油田长6油藏油井见水分析及增产技术对策——以塞158区块为例

李伶东，刘 哲，李堪运

（1.西安石油大学，陕西西安 710065；2.长庆油田分公司第一采油厂，陕西延安 716000）

安塞油田长6油藏油井见水分析及增产技术对策
——以塞158区块为例

李伶东1，2，刘 哲2，李堪运2

（1.西安石油大学，陕西西安 710065；2.长庆油田分公司第一采油厂，陕西延安 716000）

安塞油田塞158区块有效孔隙度11.0%～13.25%，平均渗透率0.82 mD～2.90 mD，为典型的特低渗透油藏，以注水驱为主，伴随注水开发时间不断延长，含水上升速度加快，目前含水＞80%以上油井51口，占总开井数14.9%；油井含水上升后，通过注水井配注调整控制效果较差，笔者从渗流机理出发，对51口高含水井分析其见水机理，并针对不同见水原因提出从堵水调驱、隔采、酸化解堵三个方面着手改善渗流，控制油井含水上升。

渗流；堵水调驱；酸化解堵；隔采

安塞油田位于陕北斜坡中部，为一平缓西倾单斜，地层倾角小于1度，坡降6 m/km～8 m/km；主要开采三叠系延长组长2、长6油层段，研究区长6油层组以三角洲前缘相沉积为主，主要为水下分流河道、河口坝微相，以岩性油藏为主；埋深1 550 m，油层有效厚度12.0 m～21.4 m，受后期成岩作用（以压实、胶结作用为主）影响，区域有效孔隙度11.0%～13.25%，平均渗透率0.82 mD～2.90 mD，储层物性较差，属于典型的特低渗透油藏[1-3]。

1 地质开发特征

研究区主要为2007/2008年产建井，伴随油田开发时间不断增加，采出程度高，2007/2008年产建井注水不同程度的见效，目前区块综合含水55.3%，采出程度10.4%（见图1），油藏已进入中高含水期，近几年高含水井占比逐年增加，目前共计油井418口，开井343口，其中含水大于80%油井51口，占总开井数的14.9%，区块C类见效井（液量、含水上升，油量下降井）占比60%（见图2），存在较高水淹风险。

2 见水原因分析及对策

通过对研究区含水大于80%以上油井见水特征进行分析，见水类型及特征（见表1）。

区块长6油藏主要为成分成熟度较低的长石砂岩，以孔隙、裂缝双重介质渗流特征为主，受储层孔隙结构的影响，微观渗流类型主要表现为孔隙渗流、孔隙-裂缝渗流2种类型，针对不同的渗流特征，导致油井见水各不相同，笔者认为通过分析各种不同类型的见水原因，对于后期制定相应对策具有重要意义[4-6]。

2.1 孔隙渗流

其输导通道主要为残余粒间孔及后期溶蚀作用生成的溶蚀孔隙，受储层平面与层间非均质性影响，储层的非均质主要表现为渗透率的非均质，其对含水上升具有明显的控制作用，注入水主要沿着渗透率较大的通道流动，而小孔道中聚集着剩余油，导致水驱不均匀，含水上升较快，主要表现为：（1）受砂体展布及井网影响，平面储层非均质导致水驱不均；（2）多油层发育（研究区开采小层＞2层以上井占比75%），由于层间或层内夹层分布不稳定，剖面储层非均质性导致层间矛盾大，造成油井后期单层见水含水上升速度快。

2.2 孔隙-裂缝渗流

输导通道主要为孔隙及其微裂缝（注水开发后天然裂缝和压裂改造作用中形成的人工裂缝）共同作用，相对于孔隙喉道，裂缝具有更强的渗流能力，油、水在裂缝中流动受到的渗流阻力远小于在砂体储层流动中的渗流阻力，因此水体优先沿着裂缝快速向前推进。同时，在毛细管力和润湿性作用下，与裂缝中水体接触的砂岩储层发生渗吸，裂缝中的水逐渐向储层中侵入。随着水侵的加剧，油相渗透率迅速降低，水相渗透率上升，造成指状渗流。根据水驱平面图研究，可以发现研究区主要有三组裂缝：NE32°、NE60°及近东西向；动态上表现为注入水沿裂缝方向快速推进，主向油井含水上升速度快，甚至暴性水淹。

图1 塞158区块综合含水与采出程度关系图

图2 塞158区块不同程度见水见效井统计

表1 安塞油田塞158区块油井见水特征及原因分析

3 见水井治理对策及效果分析

根据不同的见水原因及见水类型，结合油井动态表现，有针对性的实施治理对策对于治理高含水井具有重要的意义[7-9]。

3.1 堵水调驱，改善指状突进

对于因孔隙-裂缝渗流、孔隙内因渗透率非均质造成的注水指状突进，实施注水井堵水调驱，建立新的渗流通道；以杏78-09井为例。

杏78-09井位于杏南北部注采单元，单采长63层。初期日产液1.85 m3，日产油1.40 t，含水10.8%，投产后该井产能一直下降，含水稳定。周围2口水井注水层位与其对应，且注水正常。2015年12月该井含水突变，由6.7%上升到90%以上，2016年1月含水100%，分析认为注水突进导致该井暴性水淹，2016年3月对对应注水井杏77-08实施化学堵水，其施工段塞设计（见表2）。措施后5个月杏78-09含水下降，目前产能日产液0.75 m3，日产油0.57 t，含水9.5%，液面1 390 m，截止目前累增油139.9 t，措施效果较好。

3.2 简化层系，降低层间干扰

对于因层间非均质性较大导致的单层见水油井，对其实施隔采简化层系开发以降低层间矛盾，以杏34-107井为例。杏34-107为2008年产建井，开采长612、长63层，初期产能：日产液7.44 m3，日产油5.4 t，含水13.5%，液面464 m，周围对应1口注水井，杏34-108（目前笼统注长612、长63）注水正常。

杏34-107于2009年10月注水见效，2010年9月含水上升，为判断见水层位，地关注水井杏34-108长612层，同时上提长63层配注（由15 m3上升到20 m3）注水（3个月），期间该井含水保持平稳，3个月后恢复注水，含水继续保持平稳。2011年7月对杏34-108实施化学堵水，降水效果明显。

表2 杏77-08井堵水调剖段塞设计表

2013年11月地层堵塞导致杏34-107含水再次上升，酸化解堵后效果明显，当年累计增油160 t。2015年对杏34-108二次堵水，堵水后下调长63层配注控水（由18 m3下降到13 m3），下调配注后该井含水无明显变化，杏34-108历次调配结果（见表3）显示长63层注水较多，分析认为该井长63单层见水。

表3 杏34-108历次调配情况统计表

2016年4月，为治理单井高含水对杏34-117隔长63单采长612层。目前产能日产液3.11 m3，日产油1.39 t，含水46.7%，液面1 220 m，截止目前累增油382.9 t，措施效果较好。

3.3 酸化解堵，改变相渗关系

伴随注水开发时间延长，水侵的加剧，部分油井开采过程中，油层堵塞，油相渗透率降低，水相渗透率上升，造成油井含水上升。通过酸化解堵措施，清洁地层，改变相渗，降低油井含水；以杏5-01井为例。

杏5-01井位于杏南塞158区块北部，1997年12月投产，生产长611-2、长611-3，投产初期日产液4.29 m3，日产油4.29 t，含水3.7%，动液面1 246 m。周围2口注水井，注采对应，2001年6月起，该井逐渐见效。

2012年1月对该井实施改性酶解堵，措施有效期长达39个月，措施初期单井日增油10.59 t，效果明显。2016年3月开始产量下降，日产液由18.24 m3降到目前的5.77 m3，日产油由5.38 t降到0 t，含水100%，动液面1 178 m，矿化度31 590 mg/L，无硫酸根。邻井杏5-01于2015年测得地层静压为23.32 MPa，分析认为该井地层能量充足，近井地带油层堵塞（见表4）。

2016年6月对该井实施酸化解堵，目前产能日产液14.32 m3，日产油4.14 t，含水65.6%，液面145 m，截止目前累增油1 034.6 t，措施效果较好。

表4 杏5-01井酸化液复合主体酸成分列表

4 结论与认识

（1）研究区主要表现为孔隙、孔隙裂缝型两种类型的渗流方式，见水原因主要为储层非均质性存在高渗透带（主要变现为NE32°、NE60°及近东西向三个优势见水方向），油井注水指向突进、油井单层采出程度高、油层堵塞油水两相渗透率发生变化三种，油井见水后，后期通过配注调整，很难实现含水的有效控制。

（2）针对不同油井见水原因应采取相应的治理方法，主要的有以下三种方法：①对因存在高渗透带而导致含水突进的油井，应实施堵水调驱，建立新的渗流通道；②对因单层采出程度较大而导致油井见水，应简化层系，实施隔采降低层间干扰；③对因地层堵塞导致油井两相渗透率发生变化油井，实施酸化解堵改变相渗。

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Analysis of water breakthrough in Chang-6 reservoir of Ansai oilfield and research of production increase technology，a case study of Sai 158 block

LI Lingdong1，2，LIU Zhe2，LI Kanyun2
（1.Xi'an Shiyou University，Xi'an Shanxi 710065，China；2.Oil Production Plant 1 of PetroChina Changqing Oilfield Company，Yan'an Shanxi 716000，China）

The Ansai oilfield 158 block is a typical low permeability reservoir,the effective porosity in Ansai 158 block is between 11.0%and 13.25%,and the average permeability is between 0.82 mD and 2.90 mD.Ansai 158 block mainly depends waterflooding,with the development of waterflooding,the speed of water ratio rising is very fast.Now there're 51 oil wells whose water ratio is above 80%,which is 14.9%of the mining wells.The effect is not ideal through injection allocation adjustment while the water ratio rose.In this paper,the writer analyzes the mechanism of 51 oil wells water breakthrough,and put forward the method of improving interstifial flow with water shut-off and profile control,water exclusionproduction,acidizing plugging removal.

interstifial flow；water shut-off and profile control；acidizing plugging removal；water exclusion production

TE358.3

A

1673-5285（2017）05-0030-04

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.05.007

2017－04-19

长庆油田采油一厂“两个一百万”矿场实验项目。

李伶东，男（1982-），工程师，现就读于西安石油大学硕士研究生，主要从事油藏动态分析和管理工作。

刘哲，男（1988-），工程师，2013年毕业于西北大学，硕士研究生，主要从事油藏动态分析工作，邮箱：liuzhe872006@126.com。