（长庆油田分公司第三采油厂大水坑采油作业区 宁夏吴忠 751100）
摘要：姬塬油田D区长8油藏作为近年来长庆油田第三采油厂在盐定地区三叠系的一大突破，油藏具有原始地层压力高，地饱压差大的特征，属低渗透油藏，储层为典型的浅水三角洲沉积，水下分流河道控制了主要砂体储层的展布。油藏自身的平面、剖面非均质性较强，加之长期高压注水及频繁措施增注，油藏的平面单向突进、剖面上层内、层间矛盾日益突出，水驱油效率逐渐下降，从而影响着油藏的稳产和开发效果。近年来，通过不断加强地质认识，实施油水井双向调控及水井暂堵调剖、深部复合调驱、聚合物微球驱等措施，水驱厚度有所增加，剖面动用程度不断提高，确保了油藏的高效开发。本文从影响水驱动用程度的因素研究入手，开展技术应用效果评价，有效指导下步开发调整。
关键词：长8油藏；水驱动用程度；深部复合调驱
一、油藏注水开发现状
D区长8油藏2012年开始规模建产，采用反九点面积注水井网注水开发，属同步注水油藏，目前有注水井31口，均属单层注水，受储层物性影响，自注水开发以来，高压欠注问题一直存在，频繁措施导致水驱状况变差，局部油井含水上升，近年通过加大剖面治理，含水上升得到控制，水驱动用程度有所增加，目前长8油藏平均注水压力：油压为18.2MPa，套压为18.1MPa，日配注水量1388m3，日注水1383m3。
二、注水开发存在的问题
2.1 平面非均质性强，注水单向突进，导致水驱动用程度降低
D区长8储层的发育主要受河道砂体展布的控制。砂体沿河道北西-南东向展布，从平面上看，储层的物性高值区与砂体厚度的高值区具有较好的对应关系，河道中心砂体厚度较大，KH值大，油层物性好，向两侧尖灭，KH值减小，油层物性变差。同样砂体厚度变化较快的D区区域，储层物性变化也较快，其储层物性的非均质性较E区区域更加明显。2012-2015年D区区域持续强化注水，受油层物性影响，平面水驱不均，注水单向突进，造成D区区域中部油井含水上升呈线状分布，水驱动用程度下降。
2.2 剖面非均质性强，注水沿高渗层段突进导致水驱动用程度下降
D区长8属于浅水三角洲环境，主要为水下分流河道沉积，储层纵向上多隔夹层、多韵律，层内非均质性强，直接影响和控制着长8单砂层内水淹厚度波及系数，主要表现在，纵向上形成上细下粗的正韵律占45.2%，下部孔渗性好，注入水容易沿下部高渗层段突进，同时重力作用不断使中上部注入水下沉，加剧了下部油层的水洗强度，导致剖面矛盾突出，低渗层段不吸水或微弱吸水，高渗层段吸水剖面大多表现为尖峰状、指状吸水，造成水驱动用程度下降。
2.3 频繁增注措施导致吸水状况变差，水驱动用程度下降
D区长8受储层物性影响，加之部分井注污水，平均注水压力大于18.0MPa，高压欠注问题长期存在，2013-2015年集中开展压裂增注33井次，且25.8%的水井压裂3次以上，频繁压裂增注措施导致注水井吸水状况急剧变差，D区长8油藏水驱储量动用程度由2012年的90.5%下降至2017年的82.3%，不正常吸水比例占到45.0%，注水沿高渗层段突进，油水井之间水线逐步贯通，形成比较长的裂缝带，注入水在注水井和采油井之间形成“短路”循环，造成裂缝方向上油井快速见水，侧向油井得不到能量补充，受其影响，油藏吨油产水上升及地下存水率下降比较明显，造成油藏注水利用率下降，水驱油效率降低。
2.4注水井射孔方案未有效考虑沉积韵律组合，剖面动用程度低
D区长8油藏注水井平均射开程度为78.3%，射开程度高，且初期多采用“127复合射孔+爆燃压裂”投注方式，初期射孔方案未有效考虑纵向上沉积韵律组合，易造成注水沿高渗层段突进，导致剖面水驱动用程度低。
三、提高水驱动用程度的技术应用及效果
3.1细分油藏部位，平面上分区域分部位采取注采双向调控技术
D区长8储层非均质性强，局部存在高渗带，高强度注水极易造成注水突进，通过注水开发实践证明，必须采取“温和注水”的注水政策，持续开展以油藏动态研究为核心的精细注采调整，有针对性的进行平面调整，不同的区域，采取不同的调控措施。
2017年D区长8油藏实施配注调整32井次，油井措施治理7口，重点对D区中部持续见效区域、E区局部见水区弱化注水，E区北部消欠治理区强化注水，确保了注采平衡。如新盐99-100井因平面水驱不均导致含水上升，在对井组注水井实施配注下调后，该井含水有所下降。通过精细注采调整，油水井双向控制，较好地完成了油藏的各项开发指标，确保了油藏的高效平稳开发。
3.2 暂堵酸化调剖，改善剖面吸水状况，提高水驱动用程度
受储层沉积韵律、频繁增注措施影响，D区长8油藏吸水剖面测试不正常注水井比例占到45.0%，根据吸水剖面表现为指状或尖峰状吸水，或表现为一段或两段不吸水的水井实施暂堵酸化措施，改善不吸水段的有效渗透率，提高剖面吸水厚度。
2017年共实施暂堵酸化6个井组，其中可对比4口井从吸水剖面显示平均吸水厚度由8.2m↑11.5m，水驱储里动用程度由51.4%↑70.7%。统计6个井组对应的41口油井，见效油井有10口，平均日产油由1.97t↑2.04t，综合含水由57.2↓53.7%。
从措施前后吸水剖面测试结果来看，注水井暂堵酸化后，虽然部分井的目的段仍达不到调剖的目的，但是增加吸水段的吸水厚度，改善了水驱状况，提高了水驱动用程度。对于裂缝发育井暂堵酸化措施适应性较差。
3.3 深部调驱，封堵高渗带，提高水驱动用程度
长期高压注水加之历年频繁压裂增注，导致部分注水井裂缝发育，吸水剖面呈尖峰状吸水（同位素异常高值），裂缝水窜导致油井含水快速上升，常规调剖很难奏效，开展深部调驱，封堵裂缝水窜通道，提高水驱动用程度。
2017年共实施深部调剖3个井组，可对比井2口从措施后吸水剖面看吸水厚度由5.7m↑8.3m，水驱动用程度由55.3↑77.5%。统计显示对应14口油井，见效5口，平均日产油由2.06↑2.21t，综合含水由68.7↓66.3%，平均动液面由1638↓1843m，有效封堵了裂缝。
3.4 开展聚合物微球驱试验，控水稳油，提高油藏整体水驱动用程度
针对注水压力高，常规深浅调受压力空间限制，水驱形势变差，综合含水高的E区南部开展聚合物微球驱试验，通过调整微球粒径与浓度，实现区域整体调剖，有效提高了该区域水驱动用程度。
3.5 油水井双向调驱，均衡平面水驱，提高水驱动用程度
对高渗带见水油井，对应水井开展调整后，含水没有明显下降井，开展油井堵水，实施双向封堵高渗带（层段），抑制注入水指进和改变液流方向，均衡平面水驱，提高水驱动用程度。
四、结论与认识
1、D区长8油藏储层非均质性强，注水易沿高渗带（层段）突进、加之长期高压注水及频繁措施增注，油藏的平面单向突进、剖面上层内、层间矛盾日益突出，水驱油效率逐渐下降，其中以层内矛盾最为突出。
2、针对裂缝发育的注水井，常规调剖虽能增加吸水厚度，但不能有效改善剖面吸水状况，常规暂堵酸化措施对裂缝发育的注水井措施适应性差。
3、深部调驱必须考虑注入困难与封堵效果之间的矛盾，必须做到注得进、堵得住、堵得准，驱得动的基本要求。
参考文献：
[1] 黄 琼.姬塬油田E区长8油藏2010年开发方案，中国石油长庆油田分公司超低渗透油藏研究中心，2010.