白景彪，宋明明，廖永乐，李东涛

（中国石油长庆油田分公司第五采油厂，陕西西安 710200）

黄54 区水平井主要开采长621、长631层，其中中部长621、长631层立体开发。采用五点井网，水平段长度600 m，井距500 m，排距150 m。水平井投产初期注水强度为0.8 m3/d·m，由于开发初期油井递减大，注水强度由0.8 m3/d·m 上升到0.9 m3/d·m，调整后部分水平井含水上升快、见效见水，通过动态验证和示踪剂测试等手段已经明确油井多方向性见水，近年来通过不断控制注水（注水强度由0.8 m3/d·m 下降到0.6 m3/d·m），部分水平井含水上升势头得到一定控制，但同时油井控水与能量补充存在矛盾，部分井地层能量得不到补充，导致整体开发效果较差[1，2]。

1 见水规律及特征

1.1 见水方向

2015 年通过示踪剂监测，明确了中部水平井来水方向，北西-南东方向示踪剂产出量大，方向性明显，推进速度最快，有以下认识：（1）区域井组储层平面非均质严重，塬平54-20、塬平54-21、塬平54-22、塬平55-21、塬平55-21-1 井方向性明显，速度大，此方向存在裂缝特征及高渗透条带；（2）水驱优势方向主要是北西-南东，与水平井段方向呈锐角相交[3，4]。

后期通过注水动态调整验证，黄54 水平井区油井见水呈现多方向性，水驱优势方向主要为北东-南西向，个别井见水方向为北西-南东向，且注水调整见效后3～5 个月油井见水方向发生变化，导致该区注水调整难度较大[5]。

2 见水原因

2.1 储层井网缝网复杂

（1）岩心直观显示，主要发育水平缝，为油气运移提供了通道，附近富含原油，一般沿着层理面分布，同时存在天然高角度裂缝。

表1 黄54 水平井区初期改造方式统计表

黄54 水平井区产建储层改造方式以分段多簇压裂为主（96.2 %），压裂缝数从4～12 不等，人工缝网复杂（见表1）。

（2）小层之间存在窜层现象。产建过程中受多层系立体开发、压裂规模与井网不匹配等因素影响，致使邻井压裂缝网串通、邻井水淹，2013 年该类井共10 口。被压窜油井实施水平井冲砂后1～3 个月后含水恢复，但个别井含水未能恢复至正常水平，且出现井间干扰、跨井距水淹、见水风险高。

2.2 层间非均质性导致剖面矛盾突出

受层间非均质性影响，部分分层注水井单层不吸水，导致剖面矛盾突出，影响水驱开发效果。

黄54 水平井区共有注水井47 口，吸水剖面测试25 口，其中吸水均匀11 口，占总层数的44.0 %；单层不吸水2 口，占总层数的8.0 %；层内吸水不均12 口，占总井数的48.0 %，剖面矛盾突出。

以塬平54-22-1 和塬平54-22 为例，塬平54-22-1 开采长621层、塬平54-22 开采长631层，两口井采用立体开发模式，由于塬平54-22-1 对应的4 口注水井有3 口井长621层单层吸水，导致塬平54-22-1 很快见效见水，而塬平54-22 初期保持低含水。

2.3 油井控水与能量补充矛盾

该区储层注水敏感，易见水，整体小水量、注水强度低；油井见水如果见水方向不明确，通常采取注水井停注观察方式验证来水方向，影响注水量，并且验证周期长，短则1～2 个月，多则半年，准确率不高，甚至连片控制注水，影响周围油井能量补充；油井见水方向明确后，实施堵水调剖周较期长，调剖失效后含水再次上升，实施机械堵水存在绕流现象，有效期不稳定。

3 见水水平井治理对策

3.1 水平井对应注水井堵水调剖

通过堵水调剖封堵或降低水井高渗层吸水能力，增加低渗层吸水，提高水驱波及体积，改善水驱开发效果，实现剩余油挖潜。

根据见水井动态验证及吸水剖面状况，2017-2018年在该区实施PEG-1 连片堵水调剖30 口40 井次（二轮次调剖10 口），提高水平井开发效果。

与常规调驱体系（2017 年以前广泛应用）相比，主要优势体现在以下4 个方面：（1）体系预制，消除地下成胶风险，措施后不需关井候凝；（2）配液简化，单段塞注入，质量可控性提升；（3）注入性好，可依托常规调驱设备不动注水管柱施工；（4）抗盐性能提升，现场配液不受注入水水质限制。

2017 年实施19 井组，见效18 口，见效率52.4 %，日增油15.6 t，累增油3 315 t，含水下降11.6 %，有效期6 个月。2018 年实施21 井组（二次注入9 口），见效17口，见效率31.4 %，日增油9.4 t，累增油1 053 t，含水下降5.2 %，二次注入效果变差。由于PEG-1 堵水调剖适应性较好但第二次注入效果变差，有效期较短，2019 年开展高强度PEG 凝胶调剖试验，实施5 井组，对应水平井18 口，初期注入见效井10 口，初期日增油3.6 t，目前日增油0.6 t，累增油672 t，见效率38.8 %。

通过堵水调剖，调剖区以中高含水井、裂缝主向井含水下降为主，堵水效果明显，对于见水时间长、液量高（大于10 m3）的暴性水淹井基本无效。同时PEG 调剖过程中堵剂渗入方向和深度与对应见水油井的采液量有关，2019 年调剖过程中因姬30 转水系统超负荷运行问题导致调剖水井对应油井未能全部开井，一定程度影响调剖效果。

3.2 水平井产能恢复

查明见水方向和层段是水淹水平井恢复产能的关键。通过找水测试可知，水平井在井筒出水位置上表现为趾部、中部、跟部单段见水及多段见水的特征。

按照“封趾部、卡中部、隔跟部”的堵水思路，2015-2019 年长6 油藏开展找堵水试验6 口，初期有效2 口，初期日增油3.4 t，目前失效。

以典型井塬平60-22（封趾部）为例：2013 年实施水力喷砂环空加砂分段多簇压裂（8 段）投产，5 t 以上稳产2 年，2015 年9 月转为注水开发以后，2016 年8月含水由34.6 %上升到100 %，暴性水淹。

2016 年8 月对该井实施机械找堵水，初期日增油2.1 t，2019 年8 月失效。

由于非均质性，水平井各层段所在储层的连通程度、物性、地层压力等均不相同，其中某一条层段的见水就能够导致水平井含水上升（动液面稳定或上升），为恢复油井产能，除采取堵水措施外，通过提高抽汲参数降低井底流压提高产液量，动用未水淹层，降低层间干扰，个别井可短时期见效。

3.3 注水方式优化

鉴于储层非均质性强，通过周期性的改变注水量和注水压力，在油层中形成不稳定压力状态，引起不同渗透率层间或裂缝间流体相互交换，实现剩余油挖潜。

依据见水特征，2018 年四季度以来，在水平井区开展周期注水（阶梯注水、间歇注水等）18 个井组，见效油井6 口，累增油630 t 以上。

8 月以来持续调整见效增油，在微裂缝发育区适应性较好。部分井水淹后高液量，水驱方向改变难度大基本不见效。实施过程中发现同一参数的注水效果随着周期数的增加而减弱（存在有效期），需及时优化调整周期和水量（见表2）。

表2 黄54 水平井区2019 年周期注水制度

4 结论

（1）黄54 水平井区主力层长621和长631储层物性差，开发过程中受微裂缝发育和注水井剖面矛盾影响，油水对应关系复杂。

（2）水平井见水的治理技术以机械找堵水、PEG 凝胶调剖为主，机械找堵水费用高、投入产出比大，处于试验改善阶段；水井堵水调剖是改善水驱的主要治理手段，规模实施具有一定效果，但部分单元有效率低或有效期短，适应性变差，需持续加强优选调剖堵剂。

（3）周期注水对改善平面水驱起到积极的作用，但注水效果随着周期数的增加而减弱（存在有效期），需及时优化调整周期和注水量波动幅度，并做好现场注水管理和资料录取及时评价调整。