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。……