姬塬油田长4+5长6油藏水驱特征分析及治理对策研究

朱胜利，刘 杰，韩 涛，黄少伟，马易欣

（中国石油长庆油田分公司第九采油厂，宁夏银川 750006）

姬塬油田耿83 区构造位于陕北斜坡中段西部；主力含油层系长4+52、长61层，砂体走向近于北东～南西向，呈条带状展布。纵向上，油藏多层系叠合，主力开发层系为长4+522、长612，局部叠合发育长4+521、长62。长61-长4+52时期，主要发育水下分流河道和分流间湾微相[1]。

1 水驱特征及原因分析

1.1 平面水驱特征

NE42°、NE108°方向见水明显：平面上以NE42°、NE108°方向性见水为主，主要分布在油藏西部、南部和东北部，水驱主向上油井多表现为暴性水淹，目前孔隙-裂缝型、裂缝型见水井125 口。

结合历年裂缝-孔隙型及裂缝型见水线分析可以看出，随着注水量的增长和注水压力上升，已经形成裂缝型见水线会沿着原裂缝线不断延长，存在注水开发动态缝的不断延伸状况，造成平面上水驱不均匀，导致裂缝线上油井高含水（见图1）。

图1 G83 历年注水量和注采比变化图

合采区和单采区注水受效差异大：2017 年起，为补充地层能量，开始实施强化注水政策，单井日注由17 m3上升到20 m3，注采比由3.34 上升到4.51。对比各单元历年试井资料，合采单元裂缝型，复合型占比相对较高，油井注水见效，但见水风险增加，单采长4+5单元以均质型为主，注水受效差（见图2，图3）。

图2 G83 区单采单元分类渗流模型对比图

图3 G83 区合采单元分类渗流模型对比图

注采压差大，有效驱替难以建立：同期对比存水率保持0.95，水驱指数由4.73 m3/t 上升到4.86 m3/t。历年注采压差由15.9 MPa 上升到23.8 MPa，试井资料统计表皮系数由-5.12 上升到-4.02，说明注水利用率降低，有效压力驱替系统难以建立。

西南部注水效率低，油井低产：全区无效注水率为73.9%，其中罗4 单采长4+5 单元无效注水比例最大为92.0%。目前中南部单井累计注水量超过3×104m3，但目前压力9.4 MPa，压力保持水平仅63.4%。一是该区南部发育NE108°裂缝，裂缝侧向受效差。二是北部物性相对较差，储层渗流能力低[2]，且夹层发育，注采连通差，无效注水比例高（见图4，图5）。

图4 G83 区历年油水井注采压差统计图

图5 G83 区长4+5 长6 油藏无效注水统计图

1.2 剖面水驱特征

均匀吸水比例低，易形成优势通道：统计历年吸水情况，均匀吸水比例仅41.2%，吸水不均井以指状吸水和尖峰状吸水为主，在地层非均质性和重力分异的双重影响下，一些渗透率高、厚度较小的通道成为地下流体的优势渗流通道。

均匀吸水比例低，易形成优势通道：耿83 长4+5、长6 油藏层间非均质性强，纵向上局部发育高渗段，注入水驱替呈现高水淹层与低水洗段相间分布的状态，注入水沿高渗段突进造成储层水洗。东部合采单元见水井共计12 口，根据示踪剂、水驱前缘及动态验证分析，主要受层间水驱不均，长4+5 层突进导致油井见水（见图6，图7）。

图6 G83 区东部合采单元见水井统计图

图7 G83 区东部合采区可对比井分层压力统计图

层内受效不均，薄层突进导致油井见水：西北单采区层间吸水差异大，2018-2020 年吸水剖面可对比井2 口，吸水厚度由15.2 m 下降到7.6 m。结合对应油井动态分析，主要受长4+522-2突进影响，造成对应主向油井高含水。

2 治理对策研究

通过不断的探索试验，耿83 长4+5 长6 油藏形成在以深化地质认识为基础上，以精细注采调整和数字化分注、剖面治理、层系调整为主的水驱治理措施[3]。

2.1 深化油藏特征认识

重新认识储层非均质性：油藏多期河道砂体相互叠加，纵向非均质性强。当渗透率级差改变时，表现在平面上是不同的饱和度分布情况。级差大于3.8 时有比较明显的水流优势通道形成，且渗透率级差越大，表现特征越明显，水洗越强。

持续开展小层注采对应性研究：按照“油井高含水不等于每个层都高含水”的思路，以注水井为中心，持续开展小层精细对比。同时结合吸水剖面和产液剖面等动态监测资料，重新分析见水原因，实施小层隔采、单注等9 井次，恢复产能4.8 t。

持续开展小层注采对应性研究：通过含水对比、细分小层分析、动态监测验证等手段，认为裂缝以NE36°、NE108°、NW15°方向展布为主，油层厚度大、储层物性好的区域易形成裂缝。累计注水量大、注采比大、注水强度大的区域易开启微裂缝（见图8）。

图8 G83 区渗透率级差频率图

2.2 动态调整调控

分单元注水政策优化：根据矿场数理统计、油藏工程计算，区块递减、含水与注采比关系分析，注采比保持在5.0～5.3 时，注水强度应控制在1.6 m3/d·m 以内，含水、递减相对较低，油井见效程度高。

精细注水调整（见图9）：针对油藏分单元开发矛盾，结合油藏动、静态特征，以“技术参数与油藏匹配最佳”为原则，重点开展了强化注水、周期注水和温和注水116 井次，井均日增油0.07 t，累积增油311 t。

数字式分层注水：2017-2020 年在耿83 区开展数字式分注试验，共计实施50 口。吸水可对比井4 口，吸水厚度由9.72 m 上升到10.43 m，分层配注可靠后，主要在罗43 南部开展上层强化注水3 井次，东部合采单元开展分层轮换注水3 井次，对应井组月度递减由1.26%下降到0.93%，适应性较好。

剖面治理技术：2018-2020 年耿83 区实施调驱调剖治理9 井次，调整井组月度递减由3.24%先下降到0.87%后上升到1.37%，平均有效期153 d，单井增油0.31 t/d。但措施后均出现欠注，消欠措施后恢复，下步计划试验50 nm 微球。

局部层系调整：通过底层对比，结合历年产液剖面测试结果，分析西部合采东南部长6 层为主产层，按照保障主力层高效注水的思路，开展单采单注长6 层试验，地层压力逐步上升由12.3 MPa 上升到14.4 MPa，生产动态呈现注水见效特征，日产油由0.77 t 上升到0.90 t，下步结合数字化分注，逐步对长4+5 层恢复注水（见表1）。

表1 叠合区产液剖面测井统计表

3 结论与认识

（1）耿83 长4+5 长6 油藏由于天然裂缝发育，注水开发中局部微裂缝开启造成平面水驱复杂，油井见水风险大，制约着油藏高效开发。

（2）油藏多期河道砂体相互叠加，纵向非均质性强，注入水驱替呈现高水淹层与低水洗段相间分布的状态，一些渗透率高、厚度较小的通道成为地下流体的优势渗流通道。

（3）结合油藏平面剖面水驱特征，通过不断探索实践，形成了以精细注采调整和数字化分注、剖面治理、层系调整为主的水驱治理措施，确保了油藏可持续稳产。