摘  要：長慶吳倉堡長6油藏隨著開發(fā)時間的延長、采出程度的增加，油藏西部分注區(qū)、西南部低產區(qū)及東部低產區(qū)含水上升速度加快。研究見水規(guī)律及如何防范、治理油井見水是當前該油藏穩(wěn)產面臨的重要課題。本文通過深入剖析改油藏油井見水規(guī)律，分析影響含水上升的主控因素，根據不同的見水特征制定相應的技術對策，同時輔助以新工藝新技術，對提高油藏開發(fā)水平，深化致密油田見水規(guī)律及特征認識，豐富致密油田的開發(fā)經驗具有重大實踐意義。

關鍵詞：吳倉堡長6油藏  見水規(guī)律 治理對策 效果
 
一、油田概況
長慶姬塬油田吳倉堡區(qū)位于陜西省吳旗縣吳旗油田的西部，區(qū)內地形復雜，溝谷縱橫，梁峁交錯，屬典型的黃土塬地貌。地面海拔1380－1525m，相對高差約150m。本區(qū)構造位于陜北斜坡中部，發(fā)育一系列由東向西的低幅鼻隆構造，主力含油層系為中生界延長組長6，地層總厚度約100～130m，油藏埋深1648－1940m，平均1770m。本區(qū)沉積環(huán)境為湖相三角州前緣沉積，發(fā)育水下分流河道、堤岸、河口壩、河道間和決口扇等微相。開發(fā)主力層系長61¹、長61²，滲透率 1.42× 10-3μm²,探明面積101.9km²，探明儲量9103×10⁴t，動用面積95.8km²，動用儲量8551.1×10⁴t，累計建產97.8×10⁴t。
2005年開始在吳420區(qū)長6油藏東南部矩形井網建產開展先導試驗,2006年開始以520×150m的菱形反九點井網，并以此為主要井網形式大規(guī)模滾動建產。2011年吳倉堡區(qū)開油井764口，日產液量2532t，日產油1913t，含水18.4%，單井日產2.5t/d，開注水井272口，日注水量6691m³。
 
二、見水規(guī)律及受控因素分析
1、平面分布特征
吳倉堡長6油藏主力層發(fā)育有水下分流河道、河口壩、河道側緣等微相，其中分流河道和河口壩微相最為發(fā)育，對比該區(qū)含水上升井與沉積微相的關系表明，物性好的沉積微相對應的油井含水上升的比例較小，物性較差的微相更容易導致含水上升。受沉積微相影響，吳倉堡長6油藏西部出水區(qū)以孔隙滲流為主，隨著采出程度的加大，見水井平面分布由邊部趨向于采出程度高的中高產區(qū)。見水井在平面上的分布特征為：
①、油藏中部零星分布的高含水井為注入水，見水類型為孔隙-裂縫型，動態(tài)表現(xiàn)為油水井雙向溝通，見水后液量、液面、含水大幅度上升，油量、含鹽大幅度下降。
②、高含水井主要分布在油藏西部、東部和西南部，見水類型主要為剖面見水、高滲帶見水，動態(tài)表現(xiàn)為液量、液面穩(wěn)定，含水大幅度上升但沒有水淹，油量下降；
2、見水井生產動態(tài)
受儲層非均質性及儲層微裂縫影響，注水開發(fā)油藏隨著注水時間的延長、采出程度的增加，水驅前緣日益接近油井，水驅狀況變差，導致油藏含水上升加快。不同類型油藏見水井動態(tài)特征不同。吳倉堡長6油藏自2005年大規(guī)模投入開發(fā)至今，每年均有產建補充，統(tǒng)計目前該區(qū)水井見水情況：20%<含水<60%的井27口，60%<含水<90%的32口，含水>90%的114口。統(tǒng)計該173口井的動態(tài)總結得出見水方式為以下幾種：
●投產初期就見水—— ——占41%
●初期低含水，中期含水緩慢上升—— ——占32%
●初期低含水，中期突然見水—— ——占3%
●初期低液量低含水，注水見效后含水上升—— ——占24%
受儲層非均質性及儲層微裂縫影響，吳倉堡長6油藏西北部、西南部以見地層水為主；油藏中部局部區(qū)域主要見注入水，按見水類型分為裂縫型、孔隙型；油井在見水過程中動態(tài)如表2所示。
  
3、剖面上見水規(guī)律及控制因素
吳倉堡長6油藏隨著開發(fā)年限的延長，以及受剖面非均質性的影響，油藏中部注水井吸水狀況及水驅油效率逐漸下降。2011-2012年所測吸水剖面顯示指狀吸水、尖峰狀吸水、部分射孔段不吸水現(xiàn)象普遍存在，且以長6₁²層表現(xiàn)更為突出；見水井對應注水井對應剖面問題尤為嚴重。
統(tǒng)計近11口見水油井產液剖面結果可以看出該區(qū)見水層位主要是長6₁²層，因此，控制高滲區(qū)注水量和注水強度，增加中低滲透段吸水強度是保持注入水驅替均勻、控制對應油井含水上升的關鍵。
4、不同滲流機理呈現(xiàn)不同見水規(guī)律
吳倉堡長6油藏西北部及西南部受儲層影響的52口井在投產初期就直接見地層水，屬于見水非可控因素范疇。對于油藏中部局部區(qū)域油井孔隙型、裂縫型見水后的含水上升特征又有所不同(如下圖)：以孔隙滲流為主的油藏，油井見水后，含水變化隨著采出程度的增大呈緩慢上升趨勢，含水上升越緩慢，表明水驅越均勻，低含水期越長。以裂縫發(fā)育的油藏，油井見水后，含水隨著采出程度的增大上升快，隨著含水上升速度的加快表明裂縫水驅特征越明顯，低含水期越短。

三、見水井治理技術及效果
   1、精細注采調整
根據不同區(qū)域的水井吸水、油井見水狀況，油藏的采出和壓力狀況制定適應不同區(qū)域的技術政策，精細單井配注，促使油藏平面上水驅方向改變和剖面上水驅厚度增加，提高注入水波及體積，均衡壓力分布，通過精細調整，調整區(qū)域油井日增有0.4t。
2、加強水井剖面治理
針對吸水剖面指狀吸水、尖峰狀吸水、弱吸水的水井，對其實施 “酸化調剖、暫堵酸化、淺層調剖、分層注水”為主要措施方式，2012年共計實施剖面治理65井次，注水井對應油井平均單井日增油0.67t，降綜合含水2.34百分點，降當年遞減0.49%。
3、見水堵塞井暫堵酸化技術
該區(qū)域射開油層厚度12-15m,通過借鑒對比優(yōu)化出該區(qū)域實施暫堵酸化措施參數在下列范圍時效果較好：酸配比在0.85-0.90m³/m，聚丙烯酰胺16kg ，暫堵劑 1200kg，由下表可以看出西部分注合采區(qū)暫堵酸化實施效果較好，單井日增油1.64t。
4、注水井深部調剖降含水技術
針對吳倉堡長6油藏裂縫發(fā)育，存在明顯的裂縫水線，導致主向油井見水周期短，易水淹，側向油井難以見效的情況，針對油水井對應關系明顯的裂縫型見水井，對注水井開展了深部調剖措施，對裂縫型見水井進行治理，堵塞裂縫和大孔道，促使水驅方向發(fā)生改變，同時提高剖面動用程度；措施后主向油井液量下降，井組的存水率和水驅指數上升，水驅效率提高，對應油井含水下降，側向井逐步見效，8口注水井對應20口油井見效，日增油14噸。
5、水淹井油井堵水技術
根據吳倉堡區(qū)水淹井特征認識，針對油井裂縫型水淹，通過多次驗證對應關系不明顯，水淹時間較短（一年以內），累計采出程度低的油井實施化學封堵措施降低油井含水恢復油井產能，2012年實施3井次實現(xiàn)日增油4.37t，降低綜合含水16.2個百分點，累計增油91t，油井含水還在持續(xù)下降過程，效果顯著。
6、見水井隔采技術
根據吳倉堡區(qū)見水特征認識，針對由于剖面問題導致油井單向突進、單層見水的油井采取機械隔采方式找準見水層同時可以暫時性降低油井含水提高單井產能，2012年實施16井次實現(xiàn)日增油14.7t，累計增油1225t效果顯著。
四、結論與認識
1、吳倉堡長6油藏見水主要受地層微裂縫、人工裂縫的共同作用，導致注入水沿主應力方向突進明顯；其次是受剖面非均質性的影響，注水井剖面吸水不均勻油井單向突進單層見水。吳倉堡區(qū)見水井主要以孔隙性、高滲帶和裂縫性見水為主。
2、剖面水驅不均是該區(qū)長6油藏含水上升的主控因素，其次為微裂縫型溝通 。
3、剖面上控制高滲段注水量和注水強度，增加中低滲透段吸水強度是保持注入水驅替均勻、控制對應油井含水上升的關鍵。
4、孔隙型見水井采取暫堵酸化，裂縫型見水采取油水井雙向堵水措施效果較好。
 
參考文獻
（1）凌宗發(fā)；任娟；胡永樂；李保柱；水平井注采井網合理井距及注入量優(yōu)化【J】；石油勘探與開發(fā)，2008年01期。
（2）董玲；低滲透裂縫性儲層水淹層識別方法探討【J】；中國石油化工標準與質量，2011年06期。

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