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摘要：低渗透油藏由于其特殊的储层物性，油井见水后采油指数大幅下降，延长低渗透油藏低含水采油期，提高低渗透油藏低含水采油期的采收率对低渗透油藏开发起着至关重要的意义。文章针对塞392长6油藏见水井逐渐增多的现状，分析了油井见水的原因及动态特征，提出具有针对性的治理意见，并在指挥生产过程中取得了较好的实践效果，在同类油藏开发中具有一定的借鉴意义。
关键词：低渗透油藏；见水井；油井找水；堵水
一、见水井生产现状
自2007年油藏注水开发开发以来，取得较好效果，截止2013年12月建成油井672口，开油井584口，日产油814t/d，综合含水29.8%。由于储层裂缝发育，非均质性强，见水井共232口，占油藏总井数34.2%，其中高含水停井35口，水淹未投产2口，开井195口，平均单井日产油1.05t，综合含水59.1%，并且见水井逐年增加趋势明显，对油田长期稳产提出严峻挑战。
二、见水井分类及特征
塞392长6油藏见水井主要成因油三种，一种是由于储层本身物性差，含水饱和度较高，投产后直接高含水；第二种是由于地层堵塞导致油井高含水；第三种是由于裂缝或高渗带存在导致的油井暴行水淹和由于注水强度过大或注水井剖面吸水状况差导致的油井孔隙性见水。
（一）储层物性差，原始水饱高导致油井投产高含水。塞392长6油藏油藏采取滚动扩边的开发模式，在扩边建产过程中风险不可避免，由于沉积和储层非均质性影响，个别油井由于原始水饱较高，投产后高含水。开发动态特征体现为，试油高产水，投产即见水，低液量，高含水，高含盐这类油井主要分布于油藏边部，截止2013年12月见地层水井共52口，开井45口，占油藏总井数的7.7%，占见水总井数的22.4%，单井日产油0.80t，综合含水37.1%，平均动液面1744m，含盐78852mg/L（见表2-1）。
（二）地层堵塞导致油井含水上升。在低渗透油藏开发过程中，地层堵塞主要由于以下三个原因：①粘土矿物移动导致地层堵塞。低渗透油藏泥质含量高，特别是绿泥石和方解石含量较高，注入水矿化度低，油藏地层水矿化度高，油井见水后含盐下降，致使附铁绿泥石在PH值变化的条件下，形成了Fe（OH）2，和Fe（OH）3沉淀。在近井地带由于留底速度不断加快，部分粘土矿物颗粒杂质被运移至空隙孔吼处，造成堵塞。导致油相渗透率进一步下降，油井产量逐步降低。②水型不配伍导致地层堵塞。靖安三叠系油藏地层水型为CaCl2型，水中成垢阳离子（Ca2+、Ba2+）含量较高，而区域油藏注水主要取自洛河水，水型为CaSO4，富含成垢阴离子（HCO-、SO42-），两者水型不配伍，可能形成CaSO4、BaCO3，堵塞地层空隙导致油井产能下降。③日常井下作业时导致的地层近井眼附近堵塞。低渗透油藏堵塞的生产特征主要表现为日产液、日产油、含盐、动液面下降，含水上升，含盐稳定。
（三）裂缝或高渗带发育和注水强度大或剖面吸水不均导致的注入水导致油井含水上升
1、裂缝型见水井。塞392长6油藏属三低油藏，油藏裂缝及微裂缝发育，在油藏注水开发中，裂缝具有双重性质的作用：一方面裂缝可以提高注水井的吸水能力和采油井生产能力；另一方面容易使注入水沿裂缝窜进，造成生产井过早见水，甚至遭到暴性水淹。这类油井生产动态体现为试油、投产直接水淹或在生产开发过程中，产液量、含水、动液面上升，产油量、含盐下降的特点。截止2013年12月裂缝型见水井共75口井，占到见水井总井数的32.3%，目前高含水关井26口，开井47口，平均单井产能1.38t，综合含水66.3，平均动液面1382m，含盐56059mg/L ，对比见水前损失产能60t/d（见表2-1）。
2、孔隙型见水井。由于低渗透储层非均质性严重，同一储层内的不同小层渗透率差异较大，层内存在局部相对高渗，这势必造成注水井水线推进不均，出现注入水沿砂体高渗层突进，一旦大孔喉水道形成，则改变油井近井地带的油水两相渗透率，造成油井出水（即局部高渗薄层见水），而剖面上的弱水洗带储量动用程度较低，最终导致油井高含水、低液量，由于地层泄压相对减少，能量则有所上升，油井表现出地层堵塞现象，产量与能量明显不匹配。截止2013年12月孔隙型见水井共105口井，占到见水井总井数的45.3%，开井103口，平均单井产能1.36t，综合含水44.0%，平均动液面1708m，含盐59087mg/L，对比见水前共损失产能86t（见表2-1）。
三、见水井治理方法及效果评价
（一）油井找水技术。目前油田开发过程中针对见水井找水主要有注采调整验证、示踪剂测试、特殊动态监测、机械隔采等方法。
1、动态调整验证。注采验证关系法是在油田开发过程中运用的嘴普遍的一种方法，在低渗透油藏开发过程中主要采用对目标油井对应的注水井实施强注或者停注，再观察目标油井的生产动态变化来验证油水井之间是否有注采对应关系。塞392长6油藏采用注采动态验证法共验证注采对应关系井组13个。
2、示踪剂验证。示踪剂监测技术是从注水井注入一定浓度的示踪剂，在周围油井监测示踪剂浓度随时间的变化情况，监测油层有无高渗透层或大孔道存在，跟踪注水流向，分析油水井注采状况和判断断层密封性等。塞392长6在油藏西部裂缝发育区进行了三个井组的示踪剂测试取得了较好的找水效果。（图1—图3）
3、特殊动态监测。特殊动态监测在塞392长6油藏见水井分析中多有使用，主要测试方法有干扰试井、产液剖面测试、剩余油测试三种。
干扰试井测试技术在靖安塞392长6油藏见水井找水得到了有效应用，解释结果与井组生产动态一致。（图4—图5）
产液剖面测试、剩余油测试作为精细油藏管理的有效监测手段，在低渗透油藏见水井治理方面也多有实用，截止目前塞392长6油藏共实施产液剖面测试15井次，剩余油测试5井次，通过现场隔采实验与测试结果相吻合。 （二）见注入水油井治理效果及评价。在油藏开发过程中针对见水井日益增多的现状，采取了合理注水开发政策、油井隔采、水井化堵、油井堵水等多种手段进行了水淹井治理，取得了较好效果。
1、平面精细注采调整。低渗透油藏其特殊的储层物性，在油层能量较低时水相渗流能力大于油相渗流能力，油井生产动态体现为高含水（地层水），在这种情况下通过强化注水补充地层能量，改变油水两相渗流，可有效降低油井含水。同时注水强度过大会导致沿高渗带突进导致油井含水上升。2013年共实施强化注水135井次，其中5口投产初高含水的对应井见效，含水大幅下降，综合含水由初期的35.9%下降到措施后的15.4%；实施弱化注水36井次，其中对应39口油井见效，生产动态体现为含水下降或含上升速度得到有效控制。通过对105口孔隙型见水井与相邻正常生产井进行统计对比分析认为塞392长6油藏注水强度应控制在1.6-1.8m3/m.d。
2、多层系开发油井机械隔采。根据塞392油藏长612单采长621+2小层间距大特点，通过剩余油测试资料分析对6口井实施封长612单采长621+2小层，单井日增油0.8t，累积增油676t，措施有效期413d，取得了较好的效果。
3、注水井调剖与调驱。针对塞392长6油藏裂缝型见水的特征、规律及机理，在精细平面注采调整基础上，采取物理或化学的方法改善注水井剖面的吸水情况和平面的水驱状状况，均匀水驱方向阻止裂缝再扩展，提高侧向水驱波及体积，减缓油井含水上升，促使油井均匀见效。
2011-2013年共实施注水井化堵调驱29口，平均油套压力上升2.8/2.9Mpa，实施深部调剖后，有效降低了油井含水上升速度，对应井组综合含水由45.0%下降到42.1%，日增产能10.69t，当年累计增油786t。同时16口可对比井单井吸水厚度由15.70m上升到20.98m，井组水驱指数由1.5339上升到2.0020，存水率由0.5520上升到0.6337，水驱动用程度由52.4%上升到63.8%；2011-2013年实施水井调剖30个井组，措施后可对比井吸水厚度由10.52m上升到14.84m，水驱动用程度48.1%上升到67.8%。对应井组综合含水下降5.6个百分点。
4、油井堵水。化学堵水就是在地面向出水层注入化堵剂，利用堵剂与油层发生的物理和化学反应的产物封堵油层的方法。按照化学堵剂的化学性质，化学堵水可分为：选择性堵水和非选择性堵水。
2011年在塞392长6油藏实施油井堵水2口，堵剂体系采用复合调堵体系分六段塞注入，平均排量6m3/h，平均单井注入堵剂1050m3，干剂用量42.65t，堵剂注入压力爬升5.75Mpa。措施后增产能1.32t/d，效果较好。
四、结论及建议
塞392长6油藏自2008年开始以来采取多种手段进行水淹井治理，取得以下几点认识：
1、对塞392长6油藏地质特点、储层物性的进一步认识，是提高水淹井治理的关键。
2、塞392长6油藏合理注水强度应控制在1.6-1.8m3/m.d。
3、受塞392长6油藏裂缝发育、非均质性强的特点控制，多数注水井剖面吸水状况差，尖峰/指状吸水普遍存在，油井见水动态调整验证困难，水淹停井多，下步塞392长6油藏应以下几个方面进行见水油井治理①采取整体化堵进行水淹区进行整体治理；②对测试结果显示吸水剖面状况较差的注水井实施预防措施调剖，预防注水突进导致油井含水上升；③持续进行水淹井剖面产出测试，了解剖面油井产出结构，为油藏开发和水淹井治理提供可靠资料。
参考文献：
[1]王健等.低渗透裂缝性油藏复合深部调驱技术研究与应用
[2]吴锡令.生产测井原理[M].北京：石油工业出版社.1997.
[3]低渗透油藏注水开发的水突进特征[J].石油勘探与开发2005，06（3）：106-108.
关键词：低渗透油藏；见水井；油井找水；堵水
一、见水井生产现状
自2007年油藏注水开发开发以来，取得较好效果，截止2013年12月建成油井672口，开油井584口，日产油814t/d，综合含水29.8%。由于储层裂缝发育，非均质性强，见水井共232口，占油藏总井数34.2%，其中高含水停井35口，水淹未投产2口，开井195口，平均单井日产油1.05t，综合含水59.1%，并且见水井逐年增加趋势明显，对油田长期稳产提出严峻挑战。
二、见水井分类及特征
塞392长6油藏见水井主要成因油三种，一种是由于储层本身物性差，含水饱和度较高，投产后直接高含水；第二种是由于地层堵塞导致油井高含水；第三种是由于裂缝或高渗带存在导致的油井暴行水淹和由于注水强度过大或注水井剖面吸水状况差导致的油井孔隙性见水。
（一）储层物性差，原始水饱高导致油井投产高含水。塞392长6油藏油藏采取滚动扩边的开发模式，在扩边建产过程中风险不可避免，由于沉积和储层非均质性影响，个别油井由于原始水饱较高，投产后高含水。开发动态特征体现为，试油高产水，投产即见水，低液量，高含水，高含盐这类油井主要分布于油藏边部，截止2013年12月见地层水井共52口，开井45口，占油藏总井数的7.7%，占见水总井数的22.4%，单井日产油0.80t，综合含水37.1%，平均动液面1744m，含盐78852mg/L（见表2-1）。
（二）地层堵塞导致油井含水上升。在低渗透油藏开发过程中，地层堵塞主要由于以下三个原因：①粘土矿物移动导致地层堵塞。低渗透油藏泥质含量高，特别是绿泥石和方解石含量较高，注入水矿化度低，油藏地层水矿化度高，油井见水后含盐下降，致使附铁绿泥石在PH值变化的条件下，形成了Fe（OH）2，和Fe（OH）3沉淀。在近井地带由于留底速度不断加快，部分粘土矿物颗粒杂质被运移至空隙孔吼处，造成堵塞。导致油相渗透率进一步下降，油井产量逐步降低。②水型不配伍导致地层堵塞。靖安三叠系油藏地层水型为CaCl2型，水中成垢阳离子（Ca2+、Ba2+）含量较高，而区域油藏注水主要取自洛河水，水型为CaSO4，富含成垢阴离子（HCO-、SO42-），两者水型不配伍，可能形成CaSO4、BaCO3，堵塞地层空隙导致油井产能下降。③日常井下作业时导致的地层近井眼附近堵塞。低渗透油藏堵塞的生产特征主要表现为日产液、日产油、含盐、动液面下降，含水上升，含盐稳定。
（三）裂缝或高渗带发育和注水强度大或剖面吸水不均导致的注入水导致油井含水上升
1、裂缝型见水井。塞392长6油藏属三低油藏，油藏裂缝及微裂缝发育，在油藏注水开发中，裂缝具有双重性质的作用：一方面裂缝可以提高注水井的吸水能力和采油井生产能力；另一方面容易使注入水沿裂缝窜进，造成生产井过早见水，甚至遭到暴性水淹。这类油井生产动态体现为试油、投产直接水淹或在生产开发过程中，产液量、含水、动液面上升，产油量、含盐下降的特点。截止2013年12月裂缝型见水井共75口井，占到见水井总井数的32.3%，目前高含水关井26口，开井47口，平均单井产能1.38t，综合含水66.3，平均动液面1382m，含盐56059mg/L ，对比见水前损失产能60t/d（见表2-1）。
2、孔隙型见水井。由于低渗透储层非均质性严重，同一储层内的不同小层渗透率差异较大，层内存在局部相对高渗，这势必造成注水井水线推进不均，出现注入水沿砂体高渗层突进，一旦大孔喉水道形成，则改变油井近井地带的油水两相渗透率，造成油井出水（即局部高渗薄层见水），而剖面上的弱水洗带储量动用程度较低，最终导致油井高含水、低液量，由于地层泄压相对减少，能量则有所上升，油井表现出地层堵塞现象，产量与能量明显不匹配。截止2013年12月孔隙型见水井共105口井，占到见水井总井数的45.3%，开井103口，平均单井产能1.36t，综合含水44.0%，平均动液面1708m，含盐59087mg/L，对比见水前共损失产能86t（见表2-1）。
三、见水井治理方法及效果评价
（一）油井找水技术。目前油田开发过程中针对见水井找水主要有注采调整验证、示踪剂测试、特殊动态监测、机械隔采等方法。
1、动态调整验证。注采验证关系法是在油田开发过程中运用的嘴普遍的一种方法，在低渗透油藏开发过程中主要采用对目标油井对应的注水井实施强注或者停注，再观察目标油井的生产动态变化来验证油水井之间是否有注采对应关系。塞392长6油藏采用注采动态验证法共验证注采对应关系井组13个。
2、示踪剂验证。示踪剂监测技术是从注水井注入一定浓度的示踪剂，在周围油井监测示踪剂浓度随时间的变化情况，监测油层有无高渗透层或大孔道存在，跟踪注水流向，分析油水井注采状况和判断断层密封性等。塞392长6在油藏西部裂缝发育区进行了三个井组的示踪剂测试取得了较好的找水效果。（图1—图3）
3、特殊动态监测。特殊动态监测在塞392长6油藏见水井分析中多有使用，主要测试方法有干扰试井、产液剖面测试、剩余油测试三种。
干扰试井测试技术在靖安塞392长6油藏见水井找水得到了有效应用，解释结果与井组生产动态一致。（图4—图5）
产液剖面测试、剩余油测试作为精细油藏管理的有效监测手段，在低渗透油藏见水井治理方面也多有实用，截止目前塞392长6油藏共实施产液剖面测试15井次，剩余油测试5井次，通过现场隔采实验与测试结果相吻合。 （二）见注入水油井治理效果及评价。在油藏开发过程中针对见水井日益增多的现状，采取了合理注水开发政策、油井隔采、水井化堵、油井堵水等多种手段进行了水淹井治理，取得了较好效果。
1、平面精细注采调整。低渗透油藏其特殊的储层物性，在油层能量较低时水相渗流能力大于油相渗流能力，油井生产动态体现为高含水（地层水），在这种情况下通过强化注水补充地层能量，改变油水两相渗流，可有效降低油井含水。同时注水强度过大会导致沿高渗带突进导致油井含水上升。2013年共实施强化注水135井次，其中5口投产初高含水的对应井见效，含水大幅下降，综合含水由初期的35.9%下降到措施后的15.4%；实施弱化注水36井次，其中对应39口油井见效，生产动态体现为含水下降或含上升速度得到有效控制。通过对105口孔隙型见水井与相邻正常生产井进行统计对比分析认为塞392长6油藏注水强度应控制在1.6-1.8m3/m.d。
2、多层系开发油井机械隔采。根据塞392油藏长612单采长621+2小层间距大特点，通过剩余油测试资料分析对6口井实施封长612单采长621+2小层，单井日增油0.8t，累积增油676t，措施有效期413d，取得了较好的效果。
3、注水井调剖与调驱。针对塞392长6油藏裂缝型见水的特征、规律及机理，在精细平面注采调整基础上，采取物理或化学的方法改善注水井剖面的吸水情况和平面的水驱状状况，均匀水驱方向阻止裂缝再扩展，提高侧向水驱波及体积，减缓油井含水上升，促使油井均匀见效。
2011-2013年共实施注水井化堵调驱29口，平均油套压力上升2.8/2.9Mpa，实施深部调剖后，有效降低了油井含水上升速度，对应井组综合含水由45.0%下降到42.1%，日增产能10.69t，当年累计增油786t。同时16口可对比井单井吸水厚度由15.70m上升到20.98m，井组水驱指数由1.5339上升到2.0020，存水率由0.5520上升到0.6337，水驱动用程度由52.4%上升到63.8%；2011-2013年实施水井调剖30个井组，措施后可对比井吸水厚度由10.52m上升到14.84m，水驱动用程度48.1%上升到67.8%。对应井组综合含水下降5.6个百分点。
4、油井堵水。化学堵水就是在地面向出水层注入化堵剂，利用堵剂与油层发生的物理和化学反应的产物封堵油层的方法。按照化学堵剂的化学性质，化学堵水可分为：选择性堵水和非选择性堵水。
2011年在塞392长6油藏实施油井堵水2口，堵剂体系采用复合调堵体系分六段塞注入，平均排量6m3/h，平均单井注入堵剂1050m3，干剂用量42.65t，堵剂注入压力爬升5.75Mpa。措施后增产能1.32t/d，效果较好。
四、结论及建议
塞392长6油藏自2008年开始以来采取多种手段进行水淹井治理，取得以下几点认识：
1、对塞392长6油藏地质特点、储层物性的进一步认识，是提高水淹井治理的关键。
2、塞392长6油藏合理注水强度应控制在1.6-1.8m3/m.d。
3、受塞392长6油藏裂缝发育、非均质性强的特点控制，多数注水井剖面吸水状况差，尖峰/指状吸水普遍存在，油井见水动态调整验证困难，水淹停井多，下步塞392长6油藏应以下几个方面进行见水油井治理①采取整体化堵进行水淹区进行整体治理；②对测试结果显示吸水剖面状况较差的注水井实施预防措施调剖，预防注水突进导致油井含水上升；③持续进行水淹井剖面产出测试，了解剖面油井产出结构，为油藏开发和水淹井治理提供可靠资料。
参考文献：
[1]王健等.低渗透裂缝性油藏复合深部调驱技术研究与应用
[2]吴锡令.生产测井原理[M].北京：石油工业出版社.1997.
[3]低渗透油藏注水开发的水突进特征[J].石油勘探与开发2005，06（3）：106-108.