卓红，万磊，何秀玲 (中国石油集团测井有限公司生产测井中心，陕西 西安 710201)

佘刚 (中国石油集团测井有限公司青海分公司，甘肃 敦煌 736200)

张学，范锐 (中国石油集团测井有限公司生产测井中心，陕西 西安 710201)

x42区块地处陕西省延安市吴起县境内，区域内发育长4+5油层组、 长61油层、长63油层、长8油层组等含油层系，主力油层长61油层为三角洲前缘水下分流河道沉积，井均有效厚度30.1m，孔隙度12.9%，空气渗透率1.73mD，为特低渗透储层[1]。x42区块长6油层组油藏为一个西倾的低幅鼻状隆起构造，自东部向西部呈东西向轴线、由东向西倾没，幅度为3.4m/km，高程差34m，南北向等高线不闭合。油藏局部由于差异压实作用影响，形成一些微幅隆起或小型鼻状隆起等构造。

x42区块长6油层组油藏2005年开始在吴仓堡区油藏东南部以井距520m，排距80m、100m、120m矩形井网建产开展先导试验，2006年开始调整为520×150m的菱形反九点井网，并以此为主要井网形式大规模滚动建产[2]。

1 研究背景

在多年开发过程中，x42区块长6油层组油藏出现的问题主要有下面几个方面。

1.1 层间压力不均

1.2 平面水驱不均

总体来说，区块应力最大方向为优势水驱方向，x42区块长6油层组最大应力方向为北东-南西向，表1为x42区块按井网油井见水方向统计表。

图1 x42区块长6油层组油藏历年分层压力柱状图 图2 x42区块长6油层组油藏区域层间压力对比柱状图

油井类型见水方向 见水井数/口平均见水周期/d单井累计采油/t所占比例/%侧向NE52°北东南西向100906228170.4 侧向NW72°北西南东向241014575116.9 主向NE76°角井18717459312.7 合计 142400～9404208

1.3 剖面水驱不均

图3 x42区块长和长小层射孔层段渗透率极差分布图

1.4 层间产液不均

2007年长6油层组油藏综合含水率突破20%，进入中含水开发阶段后，主力油层普遍见水，油藏水驱状况变差，平面、剖面矛盾加剧，含水上升加快；同时，油藏流压下降，生产压差加大，地层堵塞加剧，采液、采油指数下降，两项递减逐步加大，尤其是油井见水后采液(油)指数下降。

表2 x42区块长6油层组油藏储层层内非均质评价参数表

2 x42区块长6油层组储层历年吸水剖面纵向对比分析

主要对注入剖面随着开发阶段的演进进行纵向分析[6]，对不同开发阶段影响注产剖面变化的因素进行研究，研究不同开发阶段影响注产剖面变化的动态因素。

2.1 x42区块长6油层组储层吸水剖面形态变化分析

收集x42区块自2008年至2014年共计54口注水井、207多井次注入剖面测井资料，对收集注入剖面测井资料次数超过3次的重点井进行了对比分析，从纵向上分析了单井吸水层位的历年变化规律。

通过对x42区块长6油层组吸水剖面变化情况统计，详细分析了每一口注水井的不同时间测井资料的注入层位资料，采取措施的时间和方式资料，对吸水厚度、吸水形态变化情况进行了描述[7]，主要从7个方面进行：A：吸水厚度逐渐增大；B：吸水形态由尖峰状单层突进变均匀吸水；C：措施起明显作用；D：吸水厚度变化不大；E：吸水厚度逐渐减小；F：吸水形态由均匀变尖峰状单层突进；G：其他情况。

图4 吸水厚度、吸水形态变化情况统计频率图

从上面分析可以看出，x42区块长6油层组储层随开发时间的延长，水井各种增注效果措施的实施，注水剖面有68.97%的层均匀吸水，从注入剖面测井资料看，吸水厚度基本和储层打开厚度相当。另外28.45%随开发时间的延长，吸水厚度在减小，吸水形态由均匀变尖峰状单层突进[9]，见表3。

表3 x42区块长6油层组吸水性质描述统计表

2.2 x42区块长6油层组储层吸水剖面厚度、形态和吸水比变化原因分析

2.2.1 储层打开厚度对吸水厚度的影响

由于同位素吸水剖面是通过测量微球载体在井壁上的滤积量来测量注水量和注入强度，如果套管与地层之间胶结良好，原则上，吸水厚度小于或等于射孔段厚度，也就是小于或等于储层打开厚度。

图5 x42区块长小层打开厚度与吸水厚度交会图 图6 x42区块长小层打开厚度与吸水厚度交会图

2.2.2 x42区块长6油层组储层岩性、物性对吸水比的影响

图7 x42区块长小层打开厚度与吸水比交会图 图8 x42区块长小层打开厚度与吸水比交会图

声波时差代表孔隙度的高低，自然伽马代表储层泥质含量，自然电位幅度大小能够代表储层渗透性相对好坏。从表4可以看出，对储层吸水比影响最大的因素为储层孔隙度。

表4 x42区块长、长小层储层吸水比与储层岩性、物性对比表

x42区块长6油层组所有注水井都是分注井，每层的配注量对该层的吸水比影响很大。但有一点必须指出，不同层的配注量比值越接近储层自然吸水比时，配注量最稳当，也就是调配周期最长，也可以说是无限长[13]。不同层的配注量比值与储层自然吸水比差值越大时，最长调配周期越短。

2.2.3 x42区块长6油层组储层岩性、物性对同位素吸水剖面形态的影响

对于x42区块长6油层组储层来说，储层孔隙度、渗透率极差对储层不均匀吸水影响比较大，但比孔隙度、渗透率极差影响更大的是开发裂缝。储层一旦形成开发裂缝，注入水就会快速推进，油井就越容易形成水淹[14]。

2.2.4 重力分异作用对x42区块长6油层组储层吸水剖面形态的影响

从表4中x42区块长6油层组吸水剖面变化情况统计表分析可以看出，其储层吸水剖面形态受重力分异作用影响的层很少，甚至没有。x42区块长6油层组低渗储层注入剖面吸水状况主要受达西规律控制，即相对高的渗透层段形成主吸层，相对较差层段形成次吸层，重力分异作用很弱，从吸水剖面形态变化上基本看不出。

2.2.5 x42区块长6油层组储层吸水剖面横向变化规律分析

对同类型油藏相同开发阶段的注入剖面进行对比，通过对注入剖面测井资料的研究和油层基础地质特征、开发动态分析进行对比分析，系统研究影响注产剖面变化地质因素[15]。

表5 x42区块3个时期长、长小层平均吸水厚度和吸水比统计表

图10 x42区块3个时期长、长小层平均吸水厚度 图11 x42区块3个时期长、长小层吸水比 变化折线图 变化折线图

3 结论与建议

1)从吸水剖面资料总体统计分析，x42区块长6油层组油藏吸水厚度比较大、比较均匀的储层占68.97%，吸水厚度比较小、呈尖峰状吸水的储层占28.45%。

2)储层打开厚度对吸水厚度的影响很大，x42区块长6油层组油藏储层最大吸水厚度受储层打开厚度(射孔段厚度)影响很大。

3)长6油层组储层打开厚度几乎对吸水比无影响，自然吸水比受储层岩性、物性影响比较大，实际吸水比受实际分层配注比影响。

5)长6油层组储层岩性、物性对同位素吸水剖面形态的影响很大，重力分异影响比较小。

6)长6油层组吸水剖面形态，吸水强度、吸水比，吸水厚度变化成因模式主要有流体在储层孔隙中的毛细管力，流体重力分异作用力，分层配注、爆燃压裂、补孔酸化措施，每米射孔段的吸水强度等。