王 凱，陳建宏，張 彬，楊學武，張 鵬，李化斌，吳國文

（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

盤古梁侏羅系油藏提高水驅采收率技術研究

王 凱，陳建宏，張 彬，楊學武，張 鵬，李化斌，吳國文

（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

針對盤古梁侏羅系油藏注水上存在的平面水驅不均和剖面吸水狀況變差的問題，分析影響油藏注水水驅采收率的沉積韻律、重力作用、儲層非均質性、邊底水發(fā)育、壓裂改造等控制因素，研究出精細注采調整、完善注采井網、“三小一低”措施引效、開展周期注水等均衡平面水驅的技術手段，以及改善剖面水驅的化堵調驅、補孔調剖、暫堵酸化和選擇性增注等技術手段，從而提高油藏注水水驅采收率，有效減緩含水上升、降低油田遞減，確保盤古梁侏羅系油藏穩(wěn)定高效開發(fā)。

侏羅系油藏；水驅采收率；技術對策

盤古梁侏羅系油藏在區(qū)域構造上屬于鄂爾多斯盆地一級構造單元陜北斜坡中段，區(qū)域構造為一向西傾斜的大型平緩單斜，由于差異壓實作用，形成多組軸向呈近東西向的鼻隆，侏羅系油藏就分布在這些鼻隆構造的較高部位，整體構造形態(tài)上表現(xiàn)為東高西低，北高南低的特征。

延10期是以河流相的粗碎屑沉積為主，受構造抬升作用影響，河流下切作用較強，延10期河道砂體展布特征明顯受古地貌形態(tài)控制。延9期發(fā)育分流河道及水下分流河道砂體，砂體厚度一般15～20 m，分流河道砂體是主要的儲集體，砂體呈北西向及北北西向展布。

油水相對滲透率曲線顯示中強親水特征。等滲點處的含水飽和度為55%，在最大含水飽和度時，水的相對滲透率為15.9%，因孔喉結構復雜，微孔占據(jù)的空間較大，致使束縛水飽和度達到29.2%，殘余油飽和度40.1%，可動油只有30.7%，隨著含水飽和度增加，油相相對滲透率的下降速度遠大于水相滲透率的上升速度，使油水兩相總流度比下降，將會增加穩(wěn)產的難度。

1 油藏水驅存在的主要問題

1.1 油藏注水平面上水驅不均衡

盤古梁侏羅系油藏由于平面上水驅不均衡，造成部分區(qū)域依舊存在采液強度偏大或偏小、平面采液分布不均的現(xiàn)象，容易導致油井含水上升速度加快。盤古梁侏羅系油藏合理采液強度為0.6～1.2 m3/d·m，但仍有64口井采液強度大于1.2 m3/d·m，45口井采液強度小于 0.6 m3/d·m。

1.2 注水井剖面上吸水狀況變差

盤古梁侏羅系油藏注水井剖面上吸水狀況逐步變差，主要表現(xiàn)為部分井吸水厚度變薄，其中17口可對比井平均吸水厚度由8.1 m下降到7.5 m，多為尖峰狀或指狀吸水，水驅動用程度仍然較低（58.8%），注入水易沿高滲段、突進，造成油井含水上升速度加快，油藏水驅效果變差。

表1 盤古梁侏羅系油藏采液強度統(tǒng)計表

表2 盤古梁侏羅系油藏注水井吸水狀況統(tǒng)計表

2 水驅采收率的控制因素分析

盤古梁侏羅系油藏由于注水井吸水厚度逐年減薄，使得吸水強度增大，注入水向油井迅速推進，形成竄流通道，引起油井含水迅速上升，從而造成水驅效果差，水驅采收效率降低。侏羅系油藏水驅采收率主要受五方面因素的控制。

2.1 沉積韻律影響

侏羅系延9油藏表現(xiàn)為正韻律沉積特征，決定了注入水總是沿底部物性好的部位推進。例如柳33-49延9自然伽瑪和自然電位曲線呈鐘型，反映向下砂巖粒度變粗，泥質含量降低，水動力條件逐漸變強，注入水容易沿底部推進。

圖1 柳33-49井延9單井相剖面相

2.2 儲層非均質性影響

2.2.1 剖面非均質性 延9延10儲層剖面上滲透率級差都比較大，而且在剖面上表現(xiàn)為明顯的高低滲段交替出現(xiàn)，變化頻繁，非均質性表現(xiàn)更強，致使注入水沿高滲部位推進，導致水驅狀況變差，油井含水上升加快。例如柳37-49延10自然伽瑪和自然電位曲線呈鋸齒狀，泥質含量偏高，注入水容易沿高滲部位推進。

圖2 柳37-49井延10單井相剖面相

2.2.2 平面非均質性 侏羅系油藏儲層非均質性主要為沉積相及沉積微相，其次為后期的成巖作用。受原始沉積環(huán)境影響，在主河道微相主要沉積粒度相對較粗的砂巖，巖石原始孔隙度、滲透率較高，雖經后期成巖作用改造，但仍保存了較高的孔隙度和滲透率。在河道邊部沉積水動力較弱，沉積的砂巖粒度相對較細，泥質含量升高，造成原生有效孔隙度和滲透率降低，在經過后期成巖改造后有效孔隙度和滲透率進一步降低。延9儲層物性相對較好，平面上表現(xiàn)出砂巖主體帶物性較兩側漫灘相要好，延10儲層平面上滲透率級差達9.13倍，延9、延10儲層的平面非均質性，致使注入水總是沿主砂體高滲方向推進，導致平面水驅不均。

圖3 新52延9油藏滲透率分布模擬結果圖

2.3 重力作用影響

在相對均質的沉積韻律下，注入水均勻推進，但是受重力作用影響，注水井剖面上吸水段不斷下移，使得吸水厚度逐步變薄，注入水沿油層底部推進，導致注水井吸水狀況變差，水驅儲量動用程度逐年降低，引起部分油井含水上升，注水水驅效果變差，最終導致水驅采收率降低。

2.4 邊底水發(fā)育影響

盤古梁侏羅系油藏邊底水比較發(fā)育，邊水內移和底水上錐，抑制注入水水驅，導致油井高液量，含水高或上升快，水驅效率降低?？梢娺叺姿畬λ尣墒章实挠绊懸彩遣蝗莺鲆暤?。

圖4 柳18-42井吸水剖面圖

2.5 壓裂改造影響

侏羅系延9油藏77.9%的注水井是由經過壓裂改造的油井轉注的，延10油藏88.5%的注水井是由經過壓裂改造的油井轉注的，壓裂改造提高儲層有效滲透率，致使注入水沿高滲段推進，形成了高滲透率的大孔道，而對低滲段水驅作用很小，注水井剖面吸水狀況變差，油藏水驅效果變差，水驅采收率降低。

表3 盤古梁侏羅系油藏注水井吸水狀況對比表

3 侏羅系油藏提高水驅采收率技術研究

3.1 數(shù)值模擬和油藏動態(tài)為基礎，精細注采調整

通過油藏動態(tài)和油藏工程計算，并結合數(shù)值模擬研究結果，制定出合理的開發(fā)技術政策。注水上精細平面注水調整，合理注采比；采液上對采液強度大的井控液，合理采液強度，有利于均衡平面水驅，改善水驅效果，降低含水上升率。

表4 盤古梁侏羅系油藏開發(fā)技術政策

2009-2011年平面注水調整162井次，對應有85口油井見效,平均單井日增油0.53 t；對單井采液強度大的平面控液25口井次，抑制了油井含水上升，均衡油藏平面水驅，提高了水驅采收率。

表5 盤古梁侏羅系油藏平面注水調整效果統(tǒng)計表

表6 盤古梁侏羅系油藏平面控液效果統(tǒng)計表

表7 盤古梁侏羅系油藏"三小一低"措施效果統(tǒng)計表

表8 盤古梁侏羅系油藏完善注采井網效果統(tǒng)計表

3.2 完善平面注采井網，提高水驅控制程度

盤古梁侏羅系油藏產建新區(qū)投產后，由于局部注采井網不完善，造成水驅控制程度降低，易形成死油區(qū)，最終采收率降低。2009-2011年共轉注14口井，不斷完善平面注采井網，有效補充地層能量，水驅控制程度由91.5%上升到95.2%。

3.3 “三小一低”措施引效，均衡平面水驅

根據(jù)侏羅系油藏儲層特征及開發(fā)特點制定并執(zhí)行了“三小一低”措施改造原則。侏羅系延9延10儲層儲滲性能相對較好，由于受儲層非均質性影響，高強度儲層改造易造成底水上錐，注入水平面上沿高滲方向驅動，部分油井水驅作用小，油層的有效滲流通道堵塞，造成低產低效。執(zhí)行“三小一低”措施方式，改善油層有效滲透率，促使平面水驅更趨均衡。

3.4 開展周期注水，改善水驅油效果

由于注入水水驅前緣突破油井，注入水會沿著已經形成的水流通道前行，水驅油效率將會繼續(xù)變差。若想改變注入水的流經通道，只有改變長期水驅形成定勢的滲流場分布。實施周期注水在地下建立不穩(wěn)定驅替滲流場，使流體在地層中不斷地重新分布，從而使注入水在層間壓力差的作用下發(fā)生層間滲流，促使毛管滲吸作用，改善水驅油效果。而且實踐表明：地層非均質指數(shù)越大，增產越多，侏羅系油藏強非均質性正是周期注水的基礎。

3.5 注水井剖面治理，提高水驅動用程度

3.5.1 化堵調驅 針對存在高滲段、水驅動用程度低、吸水剖面顯示為尖峰狀、指狀吸水的問題，實施化堵調驅，限制注水井高滲段的吸水能力，提高注入水波及體積和水驅動用程度，減緩油井含水上升速度，提高最終采收率。2009-2011年在化堵10個井組，水井壓力由4.5上升到7.8 MPa，5口水井平均單井吸水厚度由5.5上升到8.7 m，井組水驅指數(shù)及存水率上升。

3.5.2 補孔調剖 針對注采關系不對應、水驅動用程度低、吸水厚度變薄的問題，實施補孔調剖，完善剖面的對應關系，增大吸水厚度和注水波及體積，提高水驅動用程度。2009-2011年實施補孔調剖29口井次，其16口可對比井平均吸水厚度由6.3 m上升到9.5 m。

3.5.3 酸化調剖 針對主力層多段動用、吸水剖面表現(xiàn)為一段不吸水或吸水狀況差的水井。實施酸化調剖，其中暫堵酸化采取主體調驅，用顆粒暫堵劑堵高滲段，用酸液酸化低滲段，均衡剖面水驅；選擇性增注采用酸液酸化不吸水段，改善油層有效滲透率，提高地層吸水能力。

表9 盤古梁侏羅系油藏2009-2011年注水井剖面治理效果統(tǒng)計表

4 結論與認識

（1）盤古梁侏羅系油藏由于水驅效果變差，導致油田遞減增大，含水上升速度加快，因此改善油藏水驅效果、提高水驅采收率技術研究十分重要，必須結合侏羅系油藏影響水驅采收率的控制因素進行深入的分析和研究。

（2）盤古梁侏羅系油藏水驅效率主要受沉積韻律、重力作用、儲層非均質性、邊底水發(fā)育、水井壓裂改造等控制因素的影響，造成平面上水驅不均，剖面上水驅狀況變差，引起油井含水上升加快，導致油藏水驅效果變差。

（3）平面上，通過精細注采調整、完善注采井網、“三小一低”措施引效、開展周期注水等技術手段，均衡油藏平面水驅，提高水驅油效率。

（4）剖面上，充分利用吸水剖面資料，積極開展水驅剖面治理。針對不同的吸水狀況，采取化堵調驅、補孔調剖、暫堵酸化、選擇性增注等技術手段，改善地層有效滲透率，增大剖面吸水厚度和注入水波及體積，提高水驅動用程度。

（5）通過均衡平面水驅和改善剖面吸水的技術手段的實施，可以提高油藏注水水驅采收率，改善油藏水驅效果，有效減緩含水上升、降低油田遞減，確保盤古梁侏羅系油藏穩(wěn)定高效開發(fā)。

[1] 王緒本，孫長安，等.盤古梁ZJ2、新52區(qū)侏羅系精細油藏描述[D] .成都理工大學，2006.

[2] 魏國，等.盤古梁新56、ZJ4、塞248區(qū)侏羅系油藏地質建模[G] .北京凱圣特經濟技術發(fā)展有限公司，2007.

[3] 陳鐵龍，蒲萬芬，等.油田控水穩(wěn)油技術論文集[G] .北京：石油工業(yè)出版社，2000.

Research of Panguliang Jurassic reservoir water flooding enhance oil recovery technology

WANG Kai，CHEN Jianhong，ZHANG Bin，YANG Xuewu，ZHANG Peng，LI Huabin，WU Guowen
（Oil Production Plant 3 of PetroChina Changqing Oilfield Company，Yingchuan Ningxia 750006，China）

In this paper,Panguliang Jurassic reservoir water exist on the plane and the profile of water flooding the uneven state of deterioration of water problem,analyze the impact of reservoir oil recovery injection water flooding deposition rhythm,gravity,reservoir heterogeneity,bottom and edge water development,such as controlling factors of fracturing,injection and production to work out fine adjust and improve the injection and production wells Nets,"three small one low"primer efficiency measures,such as water injection cycle to carry out a balanced plane of the technical means of water flooding and to improve the profile of water flooding blocking the transfer of drive,fill hole profile,temporary blocking acidification and selective technical means such as by injection,thus enhance reservoir recovery injection water flooding,effectively slowing aquifer rise,lower oil field decline,to ensure that the beam Jurassic pangu Jurassic reservoir stable and efficient development.

Jurassic reservoir；water flooding recovery；technical countermeasures

TE357.6

A

1673-5285（2012）07-0021-05

2012－05-13

王凱（1982-），2005年畢業(yè)于西安科技大學石油地質專業(yè)，現(xiàn)主要從事油田開發(fā)管理工作。