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【摘要】姬塬油田吴仓堡区长6油藏属于典型的特低渗油藏，微裂缝发育，储层物性差，非均质性强，隔夹层发育，加之储层中存在天然裂缝，使开发难度加大。经过几年的注水开发，在原始地层状态下成闭合的天然裂缝慢慢开启，注水井出现指状吸水，尖峰吸水，层间层内矛盾突出，油井一段时间后含水上升或出现爆性水淹，损失油井产能，加快了油藏开发的递减，因此见水井的治理成为了油田稳产中一项重要的工作。
【关键词】 长6油藏 见水井治理 油井堵水
1 姬塬油田吴420区地质概况
1.1 地质概况
吴仓堡区在构造上处于陕北斜坡中西部，为一平缓的西倾单斜（坡度0.5°左右，平均坡降8～10m/km），吴仓堡区内构造简单，在区域西倾单斜的构造背景下，发育一系列由东向西倾没的小型鼻状隆起。
储层系三角洲前缘水下分流河道沉积，砂体展布为北东-西南向。岩性主要为浅灰色、灰色细砂岩、粉砂岩、灰绿色泥质粉砂岩与深灰、灰黑色泥岩、碳质泥岩呈不等厚互层。岩性特征反映本区长6油层组形成于近岸浅水到半深湖的弱还原到还原环境。碎屑岩成分有石英、长石和暗色岩屑，岩石成分成熟度低，结构成熟度中等。胶结类型有薄膜-孔隙式、孔隙-再生式等，岩石颗粒的磨圆，次圆～次棱角状，磨圆度差，分选中等～好，平均孔径31.29μm，总面孔率3.92%。储层平均有效厚度20.1m，平均有效孔隙度12.9%，储层孔隙度发育中等，平均渗透率1.42×10-3μm2，属低渗透储层。油藏原始地层压力14.9MPa，饱和压力9.43MPa，属于低压高饱和油藏。
1.2 含水分布情况
截止2012年12月姬塬油田吴仓堡区注水井305井次，日注水能力8500m3；
油井共879井次，正常生产786井次，平均日产液量2709m3，平均日产油量1870t，综合含水21.4%，自然递减7.93%，综合递减5.31%，含水上升率6.22%。
2 吴420区块长6油藏油井堵水实施的必要性
姬塬油田吴420区块长6油藏受储层改造规模和注水开发的影响，储层中的潜在缝也被开启，并转化为水窜的有效缝，受裂缝和高渗带的影响主向井过快水淹，侧向井逐步开始见水。由于裂缝及高渗带的影响，油井裂缝性见水以后，局部储量失控，水驱动用程度降低；油井水淹以后形成 “通道”，注入水从水井注入，从油井采出，水驱效率降低，地层压力恢复缓慢；油井水淹以后二次井网过早出现，油藏现有开发井网受到破坏。含水上升成为了影响采收率的主要因素。姬塬油田吴420区块长6油藏的见水类型主要是：
裂缝型见水：主要表现为含水突然上升，含盐急剧下降，液面、产量上升较快；对应水井注水压力下降。
高渗带见水：主要表现为油井含水缓慢上升，上升前偶尔伴随含水突变；由于注入水较长时间在地层中运移，溶解了油层中的可溶性盐，使含盐稳定在1-3万之间；单井产量，液面缓慢上升。
油井含水的自然上升：油井大部分位于油田边部，油井产量低，含盐高，都在8万以上，表现为地层水；油层供液能力弱，油井表现为供液不足。
为了从本质解决油井见水的问题，吴420区块长6油藏采取油井堵水措施对该区见水井进行试验性的治理。
3 油井堵水的原理及选井原则
油井堵水的原理是将强度不同的油井深部堵剂按照由弱到强的顺序依次注入欲封堵的高渗透条带的不同位置（远井地带、过渡地带和近井地带），封堵高渗透层，改变驱油水（注入水、边水等）的流向，提高波及系数而提高水驱采收率，以达到增油降水的目的。
油井堵水的目的是控制水层中的水的流动和改变水驱油的流动方向，提高水驱油的效率，使油田的产水量在某一时间内下降或稳定，以保持油田增产或稳产，其最终目的在于提高油田采收率。
3.1 选井原则
油井堵水具有一定的针对性，在进行油井堵水措施前应认真做好选井工作。
应选择储层含油性能较好，地层能量充足，低渗透层有潜力挖掘的开采井。剩余油饱和度值越大的油井越需要堵水。油井所处位置的压力指数越小说明所处位置越高，因此越需要实施油井堵水。
4 油井堵水在吴420区块长6油藏的应用及现场实施效果
4.1 油井堵水的措施情况
对于低渗透高含水非均质砂岩油藏，采用单一的调剖剂难以见到较好的效果，通过对吴420区块长6油藏见水特征和堵水目的分析，结合调堵剂特点，采用如下复合段塞：
（1）段塞设计：
主体段塞：选用预交联凝胶颗粒调剖体系和弱凝胶调剖体系，利用其较强的变形移动能力，对深部微裂缝及大孔道进行封堵，让调堵剂在油藏多孔介质中连续运移、分配，不断增大作用半径。
封口剂：选用高强度有机胶联调堵剂和无机高固化调剖体系，目的是防止已注入堵剂返吐，造成井筒和泵堵塞。
顶替液：注入水。
4.2 现场实施效果
2012年姬塬油田吴420区实施油井堵水6井次（旗01-34，旗2-37，旗09-40，旗016-32，旗015-34，旗011-38），累积增油量达到1337.67吨。其中旗01-34，旗2-37，旗09-40，3井次实现日增油6.74t，累积增油1278.4t，占总增油量的95.5%。
4.2.1 从见水时间分析
在实施措施的6井次中无水采油期越长（其中旗01-34的见水周期是1265天，旗2-37的见水周期是910天，旗09-40的见水周期是1250天，旗016-32的见水周期是1165，旗015-34的见水周期是1160天，旗011-38的见水周期是1295天），见水时间较短的，措施效果明显（旗01-34，旗2-37）。其原因是地层孔隙经过长时间的水流作用，加之粘土膨胀，颗粒运移甚至出砂，使油层部位可能形成大孔道，注入水形成了优势水驱通道。水驱通道形成时间越长，压力场，流场越稳定，堵剂不容易封堵出水层位，降低措施的成功率。
4.2.2 从见水原因分析
对于裂缝型见水井，选择措施时间是关键。旗2-37与旗011-38同是裂缝见水，旗2-37的措施效果显著。其原因是油井见水后，很容易导致近井地带裂缝附近结垢严重，形成塞面，导致堵剂改变流动方向，影响堵水效果。
4.3 从油层物性分析
储层物性好，是保证措施效果的有利前提。层系相对单一比多层系效果更好，多层系油层层间矛盾突出，造成堵剂作用不均，封堵效果不理想。
4.4 从施工参数分析
油井堵水注入压力上升越慢越平稳，堵水效果越好。对于高渗带见水井，见水时间较长的，应适当的加大堵剂用量。旗09-40累计注入堵剂用量1063m3，旗015-34累计注入用量983m3，旗09-40的措施效果明显强于旗015-34。
5 结论与认识
（1）对于裂缝型和高渗带见水井，油井堵水是有效降低含水，恢复产能的措施，选择措施时机是关键；裂缝型见水，见水时间越短，措施效果越显著。
（2）油层物性是措施效果的保证，层系单一的油井措施效果更显著。
（3）无水采油期越长，见水时间越短，措施效果越好。
（4）现场的施工参数是措施是否有效的有力保证，注入压力上升越慢越平稳措施效果越明显。对于油井堵水的堵剂用量有待于现场进一步的实验和探索。
【关键词】 长6油藏 见水井治理 油井堵水
1 姬塬油田吴420区地质概况
1.1 地质概况
吴仓堡区在构造上处于陕北斜坡中西部，为一平缓的西倾单斜（坡度0.5°左右，平均坡降8～10m/km），吴仓堡区内构造简单，在区域西倾单斜的构造背景下，发育一系列由东向西倾没的小型鼻状隆起。
储层系三角洲前缘水下分流河道沉积，砂体展布为北东-西南向。岩性主要为浅灰色、灰色细砂岩、粉砂岩、灰绿色泥质粉砂岩与深灰、灰黑色泥岩、碳质泥岩呈不等厚互层。岩性特征反映本区长6油层组形成于近岸浅水到半深湖的弱还原到还原环境。碎屑岩成分有石英、长石和暗色岩屑，岩石成分成熟度低，结构成熟度中等。胶结类型有薄膜-孔隙式、孔隙-再生式等，岩石颗粒的磨圆，次圆～次棱角状，磨圆度差，分选中等～好，平均孔径31.29μm，总面孔率3.92%。储层平均有效厚度20.1m，平均有效孔隙度12.9%，储层孔隙度发育中等，平均渗透率1.42×10-3μm2，属低渗透储层。油藏原始地层压力14.9MPa，饱和压力9.43MPa，属于低压高饱和油藏。
1.2 含水分布情况
截止2012年12月姬塬油田吴仓堡区注水井305井次，日注水能力8500m3；
油井共879井次，正常生产786井次，平均日产液量2709m3，平均日产油量1870t，综合含水21.4%，自然递减7.93%，综合递减5.31%，含水上升率6.22%。
2 吴420区块长6油藏油井堵水实施的必要性
姬塬油田吴420区块长6油藏受储层改造规模和注水开发的影响，储层中的潜在缝也被开启，并转化为水窜的有效缝，受裂缝和高渗带的影响主向井过快水淹，侧向井逐步开始见水。由于裂缝及高渗带的影响，油井裂缝性见水以后，局部储量失控，水驱动用程度降低；油井水淹以后形成 “通道”，注入水从水井注入，从油井采出，水驱效率降低，地层压力恢复缓慢；油井水淹以后二次井网过早出现，油藏现有开发井网受到破坏。含水上升成为了影响采收率的主要因素。姬塬油田吴420区块长6油藏的见水类型主要是：
裂缝型见水：主要表现为含水突然上升，含盐急剧下降，液面、产量上升较快；对应水井注水压力下降。
高渗带见水：主要表现为油井含水缓慢上升，上升前偶尔伴随含水突变；由于注入水较长时间在地层中运移，溶解了油层中的可溶性盐，使含盐稳定在1-3万之间；单井产量，液面缓慢上升。
油井含水的自然上升：油井大部分位于油田边部，油井产量低，含盐高，都在8万以上，表现为地层水；油层供液能力弱，油井表现为供液不足。
为了从本质解决油井见水的问题，吴420区块长6油藏采取油井堵水措施对该区见水井进行试验性的治理。
3 油井堵水的原理及选井原则
油井堵水的原理是将强度不同的油井深部堵剂按照由弱到强的顺序依次注入欲封堵的高渗透条带的不同位置（远井地带、过渡地带和近井地带），封堵高渗透层，改变驱油水（注入水、边水等）的流向，提高波及系数而提高水驱采收率，以达到增油降水的目的。
油井堵水的目的是控制水层中的水的流动和改变水驱油的流动方向，提高水驱油的效率，使油田的产水量在某一时间内下降或稳定，以保持油田增产或稳产，其最终目的在于提高油田采收率。
3.1 选井原则
油井堵水具有一定的针对性，在进行油井堵水措施前应认真做好选井工作。
应选择储层含油性能较好，地层能量充足，低渗透层有潜力挖掘的开采井。剩余油饱和度值越大的油井越需要堵水。油井所处位置的压力指数越小说明所处位置越高，因此越需要实施油井堵水。
4 油井堵水在吴420区块长6油藏的应用及现场实施效果
4.1 油井堵水的措施情况
对于低渗透高含水非均质砂岩油藏，采用单一的调剖剂难以见到较好的效果，通过对吴420区块长6油藏见水特征和堵水目的分析，结合调堵剂特点，采用如下复合段塞：
（1）段塞设计：
主体段塞：选用预交联凝胶颗粒调剖体系和弱凝胶调剖体系，利用其较强的变形移动能力，对深部微裂缝及大孔道进行封堵，让调堵剂在油藏多孔介质中连续运移、分配，不断增大作用半径。
封口剂：选用高强度有机胶联调堵剂和无机高固化调剖体系，目的是防止已注入堵剂返吐，造成井筒和泵堵塞。
顶替液：注入水。
4.2 现场实施效果
2012年姬塬油田吴420区实施油井堵水6井次（旗01-34，旗2-37，旗09-40，旗016-32，旗015-34，旗011-38），累积增油量达到1337.67吨。其中旗01-34，旗2-37，旗09-40，3井次实现日增油6.74t，累积增油1278.4t，占总增油量的95.5%。
4.2.1 从见水时间分析
在实施措施的6井次中无水采油期越长（其中旗01-34的见水周期是1265天，旗2-37的见水周期是910天，旗09-40的见水周期是1250天，旗016-32的见水周期是1165，旗015-34的见水周期是1160天，旗011-38的见水周期是1295天），见水时间较短的，措施效果明显（旗01-34，旗2-37）。其原因是地层孔隙经过长时间的水流作用，加之粘土膨胀，颗粒运移甚至出砂，使油层部位可能形成大孔道，注入水形成了优势水驱通道。水驱通道形成时间越长，压力场，流场越稳定，堵剂不容易封堵出水层位，降低措施的成功率。
4.2.2 从见水原因分析
对于裂缝型见水井，选择措施时间是关键。旗2-37与旗011-38同是裂缝见水，旗2-37的措施效果显著。其原因是油井见水后，很容易导致近井地带裂缝附近结垢严重，形成塞面，导致堵剂改变流动方向，影响堵水效果。
4.3 从油层物性分析
储层物性好，是保证措施效果的有利前提。层系相对单一比多层系效果更好，多层系油层层间矛盾突出，造成堵剂作用不均，封堵效果不理想。
4.4 从施工参数分析
油井堵水注入压力上升越慢越平稳，堵水效果越好。对于高渗带见水井，见水时间较长的，应适当的加大堵剂用量。旗09-40累计注入堵剂用量1063m3，旗015-34累计注入用量983m3，旗09-40的措施效果明显强于旗015-34。
5 结论与认识
（1）对于裂缝型和高渗带见水井，油井堵水是有效降低含水，恢复产能的措施，选择措施时机是关键；裂缝型见水，见水时间越短，措施效果越显著。
（2）油层物性是措施效果的保证，层系单一的油井措施效果更显著。
（3）无水采油期越长，见水时间越短，措施效果越好。
（4）现场的施工参数是措施是否有效的有力保证，注入压力上升越慢越平稳措施效果越明显。对于油井堵水的堵剂用量有待于现场进一步的实验和探索。