西峰油田西41井區長8油層組見水規律淺析

王 扉 ，宋佳瑤 ，王 欣 ，扶 坤 ，張 森 ，郭 斐

（1.中國石油長慶油田長北作業分公司，陜西西安 710018；2.中國石油長慶油田分公司勘探開發研究院，陜西西安 710018；3.中國石油長慶油田分公司第二采氣廠，陜西榆林 719000）

西41井區位于西峰油田，地理位置處于甘肅省。位于陜北斜坡西南部，整體上是一個西傾單斜構造。西41井區自2003年以來進行開發生產，主力含油層系為長81，井網以480 m×160 m井排距、菱形反九點井網進行開發。目前，西41井區油井開井數126口，日產液274 m3，日產油量137 t，綜合含水45.1%，平均單井產能1.09 t，水井開井數55口，日注水量819 m3，月注采比2.53。

西峰油田西41井區注水開發過程中地層內壓力分布不均，井網不完善，平面矛盾相對突出，且投產單井均有不同程度的見水。對區塊見水規律研究，主要利用目前動態與靜態資料，結合生產現場實際情況，采取單井延展區塊的研究思路進行詳細分析，為后期提單產方案的制定，優選注采調控、見水井治理提供科學依據，從而提高西41單井產能、后期穩產的目的。

1 見水規律分析

1.1 見水井類型分析

西41區塊根據統計油開井數126口，見水井64口，占開井數的50.8%。根據動態特征分類方法，見水井主要分為裂縫型見水和孔隙型見水。裂縫型見水主要表現為投產初期主裂縫發育方向暴性水淹，共26口，日損失產能43.95 t。裂縫型見水主要特征沿主裂縫方向單向推進，含水上升速度快，產能下降幅度大[1，2]。水型以Na2SO4為主，少量的NaHCO3水型。平均見水周期為234 d，最短投產見水，共22口，占總見水井的34.4%。最長見水周期為338 d，沿主向裂縫突破。而孔隙型見水共38口，日損失產能45.39 t。含水上升緩慢，且穩定在一定程度，產能下降幅度小，油井表現為供液不足的特征，水型以 CaCl2為主，少量Na2SO4水型，平均見水周期為166 d，最長見水周期為255 d。

1.2 見水井驗證方法

目前判斷見水方向常用的方法是動態驗證法、井間注示蹤劑和脈沖試井法等。

1.2.1 動態驗證法 利用調整注水井的注水量或停注水井，觀察油井產液量、含水、動液面等動態數據的變化來判斷油井見水方向。西345-348新投放噴，液量48.9 m3，含水100%，含鹽7 306 mg/L，對主向水井西344-347進行停注，該井日產液12.8 m3，液量明顯下降，對西344-349、西346-347進行了動態驗證停注，該井液量保持平穩，分析認為西345-348見水方向為西344-347。

1.2.2 井間示蹤劑 井間示蹤劑技術不但能確定油水井對應關系，還能確定水淹層的厚度和滲透率，識別大孔道、判斷斷層封閉性。對西350-345注入示蹤劑，并對井組內7口油井進行加密取樣，目前西349-344、西349-345、西350-344見到示蹤劑。

1.2.3 脈沖試井 通過間歇地開關脈沖井及多次改變脈沖井的產量（或注入量），在地層中造成脈沖激動，在關閉的觀測井中用高靈敏度的電子壓力計測量脈沖激動引起的壓力變化。對西343-360、西351-344結合關井測壓，開展脈沖干擾試井工作，根據壓力測試曲線和井溫測試曲線，4口水井與油井對應關系均不明顯。

根據三種方法可得，動態驗證法具有現場操作靈活、簡單，成本低，對于存在裂縫（或高滲帶）的油水井連通關系易于判斷，但判斷見水適用性有限，因生產過程中影響因素過多，判斷的準確性偏差較大。而注示蹤劑方法可以有效的判斷見水的主要方向以及縱向上的滲透率分布，反應出見水的主要方向和裂縫主應力方向基本一致，呈東北-西南向。但實施周期長（長達3～4個月之久）。脈沖試井法則可以準確地判斷油水井之間的對應關系，但在低滲透油藏中，由于激動井的脈沖信號太弱，測壓井未接收到信號；或者可能脈沖信號傳遞速率太慢，沒有接收到脈沖信號，從而給測試準確性帶來偏差[3，4]。

1.3 影響油井見水原因

1.3.1 儲層物性與油井見水的關系 西41區塊平均滲透率1.0×10-3μm2，平均孔隙度為 11.4%，高含水區域分布于區塊的中部、東北部，與滲透率、孔隙度高的區域分布吻合，說明儲層物性越好，見水越快，含水越高。

表1 西41區最大主應力及裂縫方位

1.3.2 裂縫與油井見水的關系 通過大地電位法、微地震測試、巖心觀察、測井、鉆井、動態判斷等方法綜合認為西41區最大主應力及裂縫方位為北東70°～80°。裂縫在注水開發中具有雙重特征：（1）提高油水滲流能力，使注水井達到配注，油井獲得充足的能量；（2）主裂縫發育，易形成水竄，使油井過早見水或水淹。當注水井水驅半徑與采油井裂縫半長之和達到或大于井距時[5，6]，油井開始見水或發生水竄現象（見表 1）。

1.3.3 構造與油井見水的關系 西41區由北向南依次分布3排鼻狀隆起，西345-342含水（62.1%）比西344-348含水（31.0%）高，但構造相對較低，高含水區域分布于構造低的區域，說明構造越高含水越低，構造越低含水越高。

1.3.4 井網與油井見水的關系 西41區塊與其他區塊對比：物性較差、注水強度小，但其見水周期短，從井距看，該區塊井距最小，分析認為：西41區塊井距偏小，導致含水上升快，見水周期短。

1.3.5 注水強度與油井見水的關系 西41區平均注水強度為0.98 m3/m·d，注水強度較小，但存在局部高注采比區域，高含水均分布于西346-348、西351-352區域，注水強度分別為 1.13 m3/m·d、1.16 m3/m·d，說明西41區塊高含水井均分布于注水強度偏高的區域（見表2）。

2 水井治理技術

建立有效的壓力驅替系統為目的，對見水井進行分類治理，增大水驅效率，抑制含水上升速度?？紫缎砸娝饕且詼睾妥⑺?、流壓調整、剖面治理為主要手段；裂縫型見水主要以堵水調剖、油井堵水等措施，提高單井產能，努力實現油田穩產。

2.1 精細注水調整，減緩含水上升速度

通過對注水逐步調整，西41區的見水快，產能損失嚴重的開發矛盾逐漸得到減緩，含水上升率保持平穩，各項開發指標均得到明顯改善，開發形勢逐年好轉。

2.2 合理優化流壓，抑制含水上升速度

表2 采油一區各區塊注水強度對比表

針對西41區井網不完善，為了控制含水上升速度，緩解油田遞減，采取油井上提泵掛的方式，增大流壓，控制見水井的見水速度，使油井流壓在平面上分布更為合理。通過流壓調整井數據整理來看，西41區的合理流壓應控制在6.0 MPa～8.0 MPa，生產壓差控制在9.0 MPa～11.0 MPa時，單井產能最高（見圖 1）。

圖1 西峰采油一區西41區塊流壓、生產壓差與日產油關系圖

2.3 治理剖面，提高水驅動用程度

西41區塊共實施補孔分注13口，新動用油層厚度73 m，日配注由238 m3上升到281 m3，日增注水量43 m3。實施措施分注后，所對應油井中15口明顯見效，日增液量23.32 m3，日增油量3.56 t。

2.4 開展油水井堵水試驗，控制含水上升速度

水井調剖堵裂縫可以有效的緩解平面矛盾，降低主向井含水，恢復油井產能，促使側向井見效，提高單井產能。但主向井見效后液量下降幅度大，側向井見效慢，措施見效周期長。

油井堵水措施在一定程度上可以改變油藏剖面滲流狀況，恢復水淹井產能，減少無效液量的開采，提高水驅效率，緩解平面矛盾。但對于水淹時間長，井底基質發生改變的井實施堵水措施，效果不好。

3 結論及認識

3.1 油井見水規律方面

（1）西41區塊見水井表現為裂縫性見水和裂縫-孔隙性見水為主，含水上升快，產能損失嚴重，裂縫既有效地改善了該區塊低孔、低滲儲層的物性，提高了孔隙的連通程度，在該區油氣運聚過程中起到了重要的通道作用，同時也導致部分油井含水上升速度加快。

（2）西41區塊儲層物性越好的區域，見水越快，含水越高。構造越高的區域，含水越低；構造越低的區域含水越高。井距偏小，是導致含水上升快，見水周期短的原因之一。高含水井均分布于注水強度偏高的區域。

3.2 油井見水治理方面

見水井治理主要分三個階段：中低含水見水井以注水參數、井底流壓的合理優化為主要治理手段，地層中存在的閉合裂縫由于注水強度大而開啟，導致油井含水上升，西41區合理注水強度應控制在0.8 m3/m·d～1.2 m3/m·d；合理流壓應控制在 6.0 MPa～8.0 MPa，生產壓差控制在9.0 MPa～11.0 MPa。當含水在30%～60%時上提泵掛是控制見水井含水的最佳時機，可延長中低含水期。高含水井以堵水調剖、油井堵水為主要治理手段。