姬塬油田W區C油藏見水規律及治理對策

侯海峰　孫曉玲　孫曉萍　張小龍

摘 要：W區C油藏隨著開發時間的延長、采出程度的增加，油藏含水上升速度加快、見水井比例逐年增加且治理難度增加已嚴重制約著油田穩產。本文通過深入剖析油井見水規律，分析影響含水上升的主控因素，分析不同的見水特征規律配套相應的治理技術對策，對深化低滲透油田見水規律認識以及見水井治理技術具有重大實踐意義。

關鍵詞：見水規律;見水受控因素;治理技術

1 地質概況

姬塬油田W區C油藏位于陜北斜坡中部，發育一系列由東向西的低幅鼻隆構造，油藏埋深1648-1940m，屬于典型的三低油藏。本區沉積環境為湖相三角州前緣沉積，發育水下分流河道、堤岸、河口壩、河道間和決口扇等微相。2005年開始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模滾動建產。

2 開發形勢

隨著注水時間的延長和采出程度的增加，含水上升速度加快，并出現個別井暴性水淹，同時剖面和平面矛盾加劇，局部區域流壓下降，油藏中部局部區域存在高滲帶（微裂縫），影響注水開發效果;油藏高滲及剖面問題見水矛盾突出，局部油井見水堵塞相對嚴重，油藏穩產難度大。

3 見水規律及特征

3.1 受沉積微相影響

油藏中部高含水井為點狀分布，動態表現為油水井雙向溝通，見水后液量、液面、含水大幅度上升，油量、含鹽大幅度下降;高含水井主要分布水下分流河道微相，見水主要為剖面見水、高滲帶見水，動態表現為液量、液面穩定，含水大幅度上升但沒有水淹，油量下降。

3.2 見水規律及控制因素

隨著開發年限的延長以及受剖面非均質性的影響，注水井吸水狀況變差導致水驅油效率下降。吸水剖面顯示指狀吸水、尖峰狀吸水、部分射孔段不吸水現象普遍存在;見水井對應注水井對應剖面問題尤為嚴重。11口見水井產液剖面顯示該區見水層位主要是下層，因此控制高滲帶注水量和注水強度、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。

3.3 不同滲流機理呈現不同見水規律

以孔隙滲流為主的區域，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。以裂縫發育的區域，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。

4 見水井治理技術應用效果

4.1 注水井剖面治理

吸水剖面指狀、尖峰狀、弱吸水的注水井實施酸化調剖、暫堵酸化、淺層調剖、分層注水等措施提高剖面動用程度，統計實施剖面治理65井次對應油井平均單井日增油0.67t，降綜合含水2.3%，可對比井吸水剖面厚度增加5.6m。

4.2 堵水調剖技術

油藏優勢方向明顯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;油水井對應關系明顯的，對注水井開展了堵水調剖措施，堵塞裂縫和大孔道，促使水驅方向發生改變，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，治理效果顯著。

4.3 見水堵塞井暫堵酸化技術

區域油層射開厚度12-15m，統計油藏126口暫堵酸化措施參數，酸化強度在0.85-0.90m3/m，聚丙烯酰胺16-20kg，暫堵劑 1200-1500kg，暫堵酸化后日增油大于平均日增油量。

4.4 水淹井油井堵水技術

根據水淹井特征認識，油井裂縫型見水通過多次驗證對應關系不明顯且水淹時間較短（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，實施3井次日增油4.37t，降低綜合含水16.2%，效果顯著。

4.5 見水井隔采

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見水層，可以暫時性降低油井含水提高單井產能，實施16井次實現日增油14.7t。

5 結論與認識

①受沉積微相控制的剖面水驅不均以及受地層微裂縫、人工裂縫的共同作用油藏含水上升的主控因素，其次為微裂縫型溝通;②剖面上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;③形成了通過深部調剖、淺層調剖、分注、酸化調剖、對注水井進行剖面治理;通過酸化措施使孔隙型見水井恢復產能的見水井治理配套技術，并取得了明顯的效果;④針對孔隙型見水井實施暫堵酸化，裂縫型見水實施油水井雙向堵水和機械隔采措施效果較好。

參考文獻：

[1]李道品，羅迪強.低滲透油田開發的特殊規律-低滲透油田開發系列論文之一[J].斷塊油氣田，1994（4）：30-35.

[2]王道富.鄂爾多斯盆地特低滲油田開發.北京：石油工業出版社，2007.