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摘 要：池46区长8油藏于2009年开始大规模产建，2010年建成30万吨产能区块。由于油田超前注水开发，油井从2010年开始见效见水，油藏见水矛盾突出，经过从2010年到2013年持续含水治理，含水上升趋势虽然有所缓解，但含水仍然是该区最主要矛盾。本文主要从区块物性着手，从剖面非均值性分析，结合见水井沉积韵律，深入分析见水原因，从源头上查找治理含水上升问题，从而达到稳产的目的。
关键词：长8油藏 见水机理 非均质性 治理效果
一、油田开发概况
1.地质特征
池46区块位于陕北斜坡的西端，主要受陕北斜坡西倾单斜的影响， 构造比较简单，为一宽缓西倾斜坡，构造平均坡度小于1°，每千米坡降6-7m。在单斜背景上，由于差异压实作用，在局部形成起伏较小、轴向近东西或北东向（隆起幅度10-30m）的鼻状隆起。砂体以水下分流河道为主，平面上主要呈西北至东南条带状展布，西部砂体较东部砂体发育，沿分流河道展布方向砂体连通性好。
2.开发概况
二、油藏分区见水特征及原因分析
根据流动单元划分依据首先将储层进行沉积分层，在沉积分层的基础上，再按岩石物理特征对其进行进一步的细分，一般用孔隙度、渗透率、厚度、有效厚度、泥质含量、流体饱和度、沉积构造及岩石颜色等对储层进行划分。将池46 区块划分为北部、中部、东部以及南部，各部位在物性和生产动态上均有明显差异。
1.油藏北部吸水剖面与沉积韵律相反，油井零星见水
油藏北部见水特征为零星小幅见水。油藏北部在所有区块里面物性最好，有效厚度平均20m，物性相对均匀，渗透率极差1.71，变异系数0.17。该区沉积时位于河道中央，除边部外厚度均与，隔夹层不发育。油井投产初期产量较高，平均日产6.5t/d。经过5年注水开发，油藏油井已基本见效，从区块见水特征来看：平面上表现为零星见水，零星分布于北部各个位置。油井见水后含水上升幅度不大，一次见水通常从10%上升至40%左右，持续稳定，注水可控。见水主要原因为注水井下段吸水，单层注水强度过大造成局部注水突进。而北部沉积韵律主要为均值韵律于反韵律，根据物性特征主要吸水状态应较为均匀和上段吸水较高。
造成这种与沉积韵律相反的吸水特征的主要原因为：1、注水重力分异作用，下段注水压力略高于上段，造成下段吸水好于上段。2、注水井管柱下入过深，由于注水井在日产生产中，为了减少注水井吸水剖面测试遇阻问题，油管下入水井中通常过射孔段，造成注入水需从套管向上返时才能注入上段，从而需要克服重力作用。3、物性差异影响，虽然剖面自然电位曲线显示整体均值性较好，整体均匀，但从密度曲线以及感应电阻率曲线上看仍存在一些差别，主要表现为下段电阻率高于上段，下段物性相对较好的特征。
2.油藏中部夹层发育，非均值性强见水加剧
通过对油藏中部物性研究分析表明：油藏中部储层主要分布反韵律和复合韵律，两者交替分布，即便是在同一个井组同时分布反韵律、复合韵律。曲线形态主要表现为漏斗形与钟形，同时还存在部分箱形。和水井组合结果复杂。通过对见水井剖面对比结果，油井见水主要原因井组内物性差别：为若复合韵律对应反韵律或复合韵律易见水，即油井中部物性较好对应水井上段物性较好或同样也是中部好时，油井见水加快。再从井组见水时间上来看，复合韵律最先见水，然后为均值韵律和正韵律，反韵律见水时间最慢。
三、治理对策及效果
1.改善水井平面非均质性，水井堵水调剖
由于油层平面非均值性由油藏形沉积时形成，后期改变其物性比较困难，目前有效的主要措施手段是通过堵剂堵水来实现。但是堵剂体系的选择以及堵剂的适用性成为堵水效果的关键。从2010年-2013年，通过调整堵剂体系调整段塞组合，实施先侯凝后驱油，防止了驱油剂对主体段塞的过早冲刷。以先试注后分析再确定施工浓度；确保施工合理有效，防止压力提前爬升。针对地层情况水驱流向改变剂由小颗粒改为微颗粒。化施工压力不能超过该井组干线注水压力，确保化堵后正常注水；堵剂用量根据油井效果调整堵剂用量。
通过2012-2013年化堵，油藏全年含水上升率控制在1.1%左右，相比2012年2%下降0.9%。油藏存水率从2012年底0.68缓慢上升至0.72，水驱效率提高。油藏含水上升趋势减缓。化堵井组整体含水呈下降趋势。
2.平面调整，抑制单项突进
3.局部注水优化，让油藏受注水控制
通过近4年的开发经验，由于池46区块井距较小，超前注水、地层能量高，油井见效周期4-6个月，由于油藏中部非均值特性，见效后见水矛盾为该区开发主要矛盾。所以对于油藏见水区域持续弱化开发注水技术政策，注采比持续维持在0.7-0.8之间。在见水矛盾大于递减矛盾的情况下，弱化注水防止油井见效见水。
2013年见水损失产能35t，产量下降影响25t，合计影响60t，相对2012年油藏中部仅见水损失产能45t，见水井从2012年22口井下降至18口。整体含水上升趋势减缓。
四、結论与认识
1.油藏北部主要分布正韵律，造成下段吸水较好，通过常规措施难以达到改善上端吸水状况。通过注采调整减缓上升速度，延长油井低含水生产时间。
3.油藏中部非均值型强，变异系数高（0.29），井组见水周期差异，通过化学堵水，能够有效缓解剖面吸水状况，达到均衡水驱，降低含水的目的，建议油水井双向实施。
4.在油藏储层物性主导油藏开发规律的情况下，通过油藏平面调整，剖面上治理相结合，不断双向调整减缓油井含水上升。
参考文献：
[1]黄 琼等. 姬塬油田池46井区长8油藏2010年开发方案西安：长庆油田公司，2010
[2]李道品.高效开发低渗透油藏的关键和核心[J].低渗透油气田，2006.11：1-7.
作者简介：苏小明：1986年10月出生，2009年毕业于成都理工大学，资源勘查工程专业，现为油房庄作业区技术员。
关键词：长8油藏 见水机理 非均质性 治理效果
一、油田开发概况
1.地质特征
池46区块位于陕北斜坡的西端，主要受陕北斜坡西倾单斜的影响， 构造比较简单，为一宽缓西倾斜坡，构造平均坡度小于1°，每千米坡降6-7m。在单斜背景上，由于差异压实作用，在局部形成起伏较小、轴向近东西或北东向（隆起幅度10-30m）的鼻状隆起。砂体以水下分流河道为主，平面上主要呈西北至东南条带状展布，西部砂体较东部砂体发育，沿分流河道展布方向砂体连通性好。
2.开发概况
二、油藏分区见水特征及原因分析
根据流动单元划分依据首先将储层进行沉积分层，在沉积分层的基础上，再按岩石物理特征对其进行进一步的细分，一般用孔隙度、渗透率、厚度、有效厚度、泥质含量、流体饱和度、沉积构造及岩石颜色等对储层进行划分。将池46 区块划分为北部、中部、东部以及南部，各部位在物性和生产动态上均有明显差异。
1.油藏北部吸水剖面与沉积韵律相反，油井零星见水
油藏北部见水特征为零星小幅见水。油藏北部在所有区块里面物性最好，有效厚度平均20m，物性相对均匀，渗透率极差1.71，变异系数0.17。该区沉积时位于河道中央，除边部外厚度均与，隔夹层不发育。油井投产初期产量较高，平均日产6.5t/d。经过5年注水开发，油藏油井已基本见效，从区块见水特征来看：平面上表现为零星见水，零星分布于北部各个位置。油井见水后含水上升幅度不大，一次见水通常从10%上升至40%左右，持续稳定，注水可控。见水主要原因为注水井下段吸水，单层注水强度过大造成局部注水突进。而北部沉积韵律主要为均值韵律于反韵律，根据物性特征主要吸水状态应较为均匀和上段吸水较高。
造成这种与沉积韵律相反的吸水特征的主要原因为：1、注水重力分异作用，下段注水压力略高于上段，造成下段吸水好于上段。2、注水井管柱下入过深，由于注水井在日产生产中，为了减少注水井吸水剖面测试遇阻问题，油管下入水井中通常过射孔段，造成注入水需从套管向上返时才能注入上段，从而需要克服重力作用。3、物性差异影响，虽然剖面自然电位曲线显示整体均值性较好，整体均匀，但从密度曲线以及感应电阻率曲线上看仍存在一些差别，主要表现为下段电阻率高于上段，下段物性相对较好的特征。
2.油藏中部夹层发育，非均值性强见水加剧
通过对油藏中部物性研究分析表明：油藏中部储层主要分布反韵律和复合韵律，两者交替分布，即便是在同一个井组同时分布反韵律、复合韵律。曲线形态主要表现为漏斗形与钟形，同时还存在部分箱形。和水井组合结果复杂。通过对见水井剖面对比结果，油井见水主要原因井组内物性差别：为若复合韵律对应反韵律或复合韵律易见水，即油井中部物性较好对应水井上段物性较好或同样也是中部好时，油井见水加快。再从井组见水时间上来看，复合韵律最先见水，然后为均值韵律和正韵律，反韵律见水时间最慢。
三、治理对策及效果
1.改善水井平面非均质性，水井堵水调剖
由于油层平面非均值性由油藏形沉积时形成，后期改变其物性比较困难，目前有效的主要措施手段是通过堵剂堵水来实现。但是堵剂体系的选择以及堵剂的适用性成为堵水效果的关键。从2010年-2013年，通过调整堵剂体系调整段塞组合，实施先侯凝后驱油，防止了驱油剂对主体段塞的过早冲刷。以先试注后分析再确定施工浓度；确保施工合理有效，防止压力提前爬升。针对地层情况水驱流向改变剂由小颗粒改为微颗粒。化施工压力不能超过该井组干线注水压力，确保化堵后正常注水；堵剂用量根据油井效果调整堵剂用量。
通过2012-2013年化堵，油藏全年含水上升率控制在1.1%左右，相比2012年2%下降0.9%。油藏存水率从2012年底0.68缓慢上升至0.72，水驱效率提高。油藏含水上升趋势减缓。化堵井组整体含水呈下降趋势。
2.平面调整，抑制单项突进
3.局部注水优化，让油藏受注水控制
通过近4年的开发经验，由于池46区块井距较小，超前注水、地层能量高，油井见效周期4-6个月，由于油藏中部非均值特性，见效后见水矛盾为该区开发主要矛盾。所以对于油藏见水区域持续弱化开发注水技术政策，注采比持续维持在0.7-0.8之间。在见水矛盾大于递减矛盾的情况下，弱化注水防止油井见效见水。
2013年见水损失产能35t，产量下降影响25t，合计影响60t，相对2012年油藏中部仅见水损失产能45t，见水井从2012年22口井下降至18口。整体含水上升趋势减缓。
四、結论与认识
1.油藏北部主要分布正韵律，造成下段吸水较好，通过常规措施难以达到改善上端吸水状况。通过注采调整减缓上升速度，延长油井低含水生产时间。
3.油藏中部非均值型强，变异系数高（0.29），井组见水周期差异，通过化学堵水，能够有效缓解剖面吸水状况，达到均衡水驱，降低含水的目的，建议油水井双向实施。
4.在油藏储层物性主导油藏开发规律的情况下，通过油藏平面调整，剖面上治理相结合，不断双向调整减缓油井含水上升。
参考文献：
[1]黄 琼等. 姬塬油田池46井区长8油藏2010年开发方案西安：长庆油田公司，2010
[2]李道品.高效开发低渗透油藏的关键和核心[J].低渗透油气田，2006.11：1-7.
作者简介：苏小明：1986年10月出生，2009年毕业于成都理工大学，资源勘查工程专业，现为油房庄作业区技术员。