南泥湾油田刘渠区块位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中东部偏南，构造背景总体为一平缓的近南北向展布的微向西倾斜的单斜，以一系列幅度较小的鼻状构造为主。刘渠区块于2001年8月开始依靠自然能量开采；2003年5月拉开注水开发序幕，项目区目前处于中含水期。高含水井主要分布在西部和南部，局部呈连片式分布，东北部以零星式分布，制约了该区块开发效果，急待对该区块含水上升快的主要原因进行分析^[1-3]，并在此基础上提出治理对策。

1 含水上升原因分析

刘渠区块自2003年5月注水后含水率稳定在35%，缓慢上升到目前的47.2%。采油井含水上升主要受井排距组合、裂缝方向、注水时长、压裂规模等方面影响^[4-5]。

1.1 井排距过小，压裂规模大，导致含水上升

在已经确认的水淹井中，以刘渠区域水淹速度最快，在注水井投注后井组油井水淹。主要的原因在于该区域内井网过小，油田压裂的规模过大。根据2001年该油田对压裂裂缝的检测结果，认为区域内油井压裂缝半长在64-75米之间。若双井同时压裂时，双井间裂缝实际长度将达到130-150米。而按130×110米的井距布井可直接将注水井与采油井压穿，导致注入水沿裂缝突进。

根据项目区压裂规模统计，含水率≥80%的高含水井平均单井加砂量为31.2m3，其余正常油井为28.5m3（表1）。可见，目前出现高含水油井的加砂量高于正常生产油井，项目区含水上升受压裂规模（加砂量）的影响。

表1  刘渠压裂规模统计表

1.2 区域内存在天然的微裂缝

根据前人分析结果，认为区块长61油层存在天然的构造裂缝，裂缝方向以EW-SN方向一对共轭为主，NE30°-40°,NW300°-320°向一对共轭为辅。该区块南49和南46两口油井水淹，经示踪剂监测，发现南49—注307—3058，3063—注307—3075，南45—南46—注310—3111，这三条线上存在大的裂缝，特别南49井与注307井之间存在比较大的裂缝。三条裂缝方位分别为NE136°、NE98°、NE96°，裂缝是导致油井水淹的直接原因（图1）。例如丛87-7井与注水井呈北东向，水淹方向为北东向，符合本区裂缝分布特征（图2）。

图1  注310、注307井组示踪剂测试裂缝方位图    图2  丛87-7井生产曲线图（裂缝型）

2 治理对策

综上分析，项目区含水上升出现高含水井主要受井排距、裂缝分布、注水时长、压裂规模（加砂量）影响，在注水相对较早的区域，随着地层能量不断补充，注入水沿着油水井间人工裂缝主方向突破到采油井，致使油井含水上升直至水淹。下一步应优化注采井网，加强高含水井动态分析，有针对性的开展控制含水上升工作。

2.1 优化井网试验，扩大注采井排距

西部区域受井排距过小影响，油井投产初期很快水淹，为了进一步论证井网适应性，优选西部区域6个井组开展井网调整试验，原井网主要开采层位为长4+52-2，原井网为井排距为130*110m左右的不规则正方形反九点，调整为井距为260m、排距为220m左右井网，原井网注水井层位改长61-2，原井网一线井开发层位不变，新井网（原井网二线井）集中补孔开采长61-2层，计划试验6个井组（丛124、丛123、丛99-2、丛110、丛121、川22-1井组），井网调整方向与原井网保持一致。

2.2 完善注采对应，提高水驱控制程度

根据注采连通关系分析，项目区依然存在有采无注、有注无采及无注无采的井组，为了完善本区注采对应关系，提高注采射孔对应率及油井多向受效率，进一步提高水驱储量控制程度。经过精细对比和分析统计，针对主力油层长4+52-2、长61-2进行补孔，提出了45口注水井补孔、83口油井补孔，逐步完善注采对应关系。对于井距较小的补孔井段，补孔后实施综合改造时应控制压裂规模。

2.3 精细注水调整，提升地层能量

目前项目的注水参数均未达到开发方案设计的注水指标，应进一步较强项目区的注水开发，优化注水技术政策，提升注水开发效果。利用物质平衡方程方法研究合理注采比和注水量，满足地层压力合理恢复和保持合理水平的需要。加强注水区116井组，日配注上调128m3，注采比由2.25提高到3.64；控制注水31井组，日配注下调62m3，注采比6.46下降到3.64；均衡注水33井组（包括21口停井），日配注保持在34m3，注采比保持在3.4。

2.4 异常井治理

目前项目区已出现各类高含水井157口（高含水关井91口），其中35口井已开展井组动态分析，关停验证来水方向等措施，为本次治理的重点对象。计划实施2口井调剖工作。同时，针对注水井吸水差或不吸及平面注采不平衡型低效井进行治理，增注解堵10口，实施分注井数3口，改善产液和吸水差的层段生产状况，提高地层能量和纵向波及体积。

3 结论与认识

（1）南泥湾油田刘渠区块出现高含水井主要受井排距、裂缝分布、注水时长、压裂规模（加砂量）影响，在注水相对较早的区域，随着地层能量不断补充，注入水沿着油水井间人工裂缝主方向突破到采油井，致使油井含水上升直至水淹。

（2）建议进一步采取优化注采井网、完善注采对应、合理优化配注及进行异常井治理等措施，进一步提高油井产能，最大限度改善区块整体开发水平。

参考文献

[1]付云辉. 坪北油田中高含水期合理注采比确定[J]. 江汉石油职工大学学报,2021,v.34;No.165(02):30-32+51.

[2]房娜,姜光宏,程奇,李广龙,王双龙. 裂缝性油藏不同见水模式下的注水优化[J]. 断块油气田,2020,v.27;No.161(05):633-637.

[3]鲁娟党. 复杂断块油藏中高含水期水驱规律研究[J]. 中国矿业,2020,v.29(S1):519-523+529.

[4]张金庆,孙福街,安桂荣. 水驱油田含水上升规律和递减规律研究μ[J]. 油气地质与采收率,2011,v.18;No.93(06):82-85+116.

[5]涂兴万,陈林媛,莫文丽,莫小国,杨建成. 高含水期复杂断块油藏剩余油分布及挖潜[J]. 西南石油学院学报,2004,(01):39-42+3-4