吉子翔，路存存，胡方芳，楊偉華，姚莉莉

（中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第九采油廠，寧夏銀川 750006）

1 超低滲透油藏概況

1.1 油藏特征

超低滲透油藏是指地面空氣滲透率小于1.0 mD的油藏；主力開發(fā)層系為長(zhǎng)4+5、長(zhǎng)6、長(zhǎng)8層；與低滲、特低滲透油藏相比，具有五個(gè)方面特征：

（1）沉積復(fù)雜：以三角洲前緣、淺湖沉積為主，水下分流河道沉積微相，水動(dòng)力弱，砂巖顆粒細(xì)。

（2）源儲(chǔ)共生：靠近湖盆中心，緊鄰優(yōu)質(zhì)烴源巖，具有自生自儲(chǔ)或近源充注優(yōu)勢(shì)，利于大面積成藏。

（3）巖性致密：對(duì)比低滲與特低滲，儲(chǔ)層非均質(zhì)性增強(qiáng)，物性逐漸變差。

（4）天然裂縫發(fā)育：以高角度構(gòu)造縫和微裂縫為主，在改善儲(chǔ)層滲流能力的同時(shí)，增加了注水開發(fā)的復(fù)雜性。

（5）非達(dá)西滲流特征明顯：隨著滲透率的降低，啟動(dòng)壓力梯度急劇上升，滲流阻力進(jìn)一步加大，難以建立有效壓力驅(qū)替系統(tǒng)。

1.2 開發(fā)概況

截止目前，超低滲透油藏共有油井2 251口，開井1 757口，日產(chǎn)油1 559 t，單井產(chǎn)量0.69 t，含水43.0%，地質(zhì)儲(chǔ)量采油速度為0.50%，地質(zhì)儲(chǔ)量采出程度4.64%。注水井720口，開井588口，日注水平13 926 m3，單井日注 24 m3，月注采比4.44。

2 開發(fā)面臨的主要問(wèn)題

2.1 儲(chǔ)層物性差，有效驅(qū)替壓力系統(tǒng)難以建立

超低滲透主力油藏地層壓力系數(shù)小于1（介于0.6～0.8），自然能量不足，多數(shù)靠彈性和溶解氣驅(qū)采油，油藏初期產(chǎn)能遞減快（32.7%）；儲(chǔ)層物性差，導(dǎo)致啟動(dòng)壓力梯度大，滲流阻力加大，有效驅(qū)替壓力系統(tǒng)難以建立。

2.2 壓力平面分布不均，油藏局部連片低壓低產(chǎn)

油藏整體壓力保持水平較低，僅為89.4%，且壓力平面分布不均；W410南部、G83西部、G271南部等油藏部位注水見效程度較低，注采壓差逐年增大，油井連片低壓低產(chǎn)。

2.3 平面、剖面水驅(qū)矛盾突出

通過(guò)近年來(lái)剖面治理，主力油藏水驅(qū)動(dòng)用逐步提升，但均勻吸水比例仍較低僅41.9%，重點(diǎn)油藏W410、G271等受動(dòng)態(tài)裂縫開啟影響，水驅(qū)波及體積低，油藏見水矛盾突出。

2.4 采油速度低，水驅(qū)效率差

主力油藏采出程度在3%～5%時(shí)，含水已達(dá)到30%～40%，部分區(qū)域在低采出階段進(jìn)入中高含水期，驅(qū)油效率低；目前超低滲透油藏整體采出程度為4.64%，采油速度為0.50%，高含水與低采出的矛盾突出。

圖1 G83區(qū)單砂體平面分布圖

3 水驅(qū)治理技術(shù)研究

針對(duì)超低滲透油藏注水開發(fā)的主要矛盾，從油藏地質(zhì)特征、裂縫變化規(guī)律、水驅(qū)開發(fā)規(guī)律研究入手，深入剖析影響水驅(qū)效果的主要因素，有效地開展了精細(xì)注水調(diào)整、深部調(diào)剖、微球調(diào)驅(qū)、加密調(diào)整、空氣泡沫驅(qū)等改善水驅(qū)技術(shù)，水驅(qū)動(dòng)用、壓力保持穩(wěn)步上升，水驅(qū)治理技術(shù)體系逐步完善[1-3]。

3.1 油藏地質(zhì)特征研究

3.1.1 精細(xì)單砂體刻畫 按照沉積模式指導(dǎo)，結(jié)合韻律特征，精細(xì)刻畫砂體內(nèi)部構(gòu)型，研究單砂體平面與縱向分布，落實(shí)儲(chǔ)層內(nèi)部單砂體的疊置關(guān)系及連通性，為指導(dǎo)油藏注采調(diào)整及剩余油挖潛提供地質(zhì)依據(jù)。取得了三個(gè)方面的認(rèn)識(shí)：（1）超低滲透油藏單砂體疊置關(guān)系以疊加式、分離式為主，單砂體垂向連通性差；（2）主力層單砂體水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度為82.7%，多以單向、雙向水驅(qū)為主，占比79.8%；（3）注采不對(duì)應(yīng)主要包含有注無(wú)采、有采無(wú)注和注采均未射開三種類型，通過(guò)提高單砂體射開程度和完善單砂體注采對(duì)應(yīng)，能夠有效動(dòng)用儲(chǔ)層生產(chǎn)潛力（見圖1）。

3.1.2 儲(chǔ)層非均質(zhì)性研究 受沉積影響，超低滲透油藏滲透率突進(jìn)系數(shù)較大，平面上水驅(qū)優(yōu)勢(shì)方向受控于物源和裂縫，順物源方向波及范圍大，注入水易沿孔滲高值方向突進(jìn)，裂縫側(cè)向不受效表現(xiàn)為低產(chǎn)。通過(guò)對(duì)巖心分析表明，長(zhǎng)6層、長(zhǎng)8層儲(chǔ)層高滲段發(fā)育，注入水沿高滲段突進(jìn)易造成局部?jī)?chǔ)層見水。

3.1.3 剩余油分布規(guī)律研究 結(jié)合動(dòng)靜態(tài)資料，利用數(shù)值模擬研究和動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)資料，明確剩余油分布規(guī)律；平面上油藏整體采出程度較低，剩余油飽和度較高；剖面上剩余油呈“互層式”分布，主要分布于物性相對(duì)較差，注入水仍未波及區(qū)域和油井射開程度低、水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度低的區(qū)域。

2.1 一般資料 兩組患者在性別比、年齡、體重等方面比較統(tǒng)計(jì)均無(wú)顯著性差異（P＞0.05），見表1。兩組患者喉罩置入與氣管插管均為1次性成功。

3.2 裂縫變化規(guī)律研究

3.2.1 開發(fā)過(guò)程中產(chǎn)生了多方向裂縫 受天然裂縫及壓裂縫影響，部分油藏開發(fā)過(guò)程中產(chǎn)生了多方向裂縫。如：G271 長(zhǎng) 8 油藏裂縫方位為 NE66.8°～75°，微地震監(jiān)測(cè)表明，壓裂縫走向?yàn)?NE110°和 NE35°～49°。

3.2.2 注入壓力升高導(dǎo)致裂縫開啟及延伸 超低滲透孔喉細(xì)小，基質(zhì)滲流速度慢，在目前井網(wǎng)形式、注水模式及儲(chǔ)層物性下，為了滿足注水量，必然不斷提高注水壓力，隨著孔隙壓力增加，降低了破裂壓力或延伸壓力，為裂縫擴(kuò)展提供了條件。隨著裂縫的開啟、延伸和溝通，注入水沿裂縫竄進(jìn)，降低了油層縱向上的動(dòng)用程度及平面上的水驅(qū)波及系數(shù)，嚴(yán)重影響了油藏后期的開發(fā)效果。

3.3 水驅(qū)開發(fā)規(guī)律研究

3.3.1 滲流特征變化 對(duì)超低滲透油藏123口井試井曲線特征、滲流特征進(jìn)行解釋對(duì)比分析；結(jié)合單井及油藏動(dòng)態(tài)特征，總結(jié)出五種滲流變化規(guī)律，為指導(dǎo)下步注采調(diào)整奠定了基礎(chǔ)（見表1）。

3.3.2 壓力變化特征 隨著滲透率的降低，啟動(dòng)壓力梯度急劇上升，滲流阻力加大，導(dǎo)致壓力恢復(fù)速度低，注采壓差呈“開口型”，壓力保持水平低。受裂縫發(fā)育影響，裂縫主側(cè)向注水受效不均，主向油井見效、見水快，側(cè)向不見效、壓力保持水平低，主側(cè)向壓差大，局部井網(wǎng)適應(yīng)性較差。

3.3.3 含水變化特征 油藏投產(chǎn)初期含水上升快，隨著采出程度增加，含水上升率增大。裂縫不發(fā)育油藏：油井見水后，含水變化曲線為凹型，含水上升緩慢，凹度越大，水驅(qū)越均勻，低含水期越長(zhǎng)。裂縫發(fā)育油藏：油井見水后，含水變化曲線為凸型，含水上升快，凸度越大，裂縫水驅(qū)特征越明顯，低含水期越短。

表1 超低滲透油藏試井曲線特征變化分析表

隨含水率上升，采液采油指數(shù)下降，進(jìn)入高含水期后，長(zhǎng)6和長(zhǎng)4+5油藏采液指數(shù)有所上升，長(zhǎng)8油藏沒有明顯的上升，低含水期采液采油指數(shù)下降快；同一含水階段長(zhǎng)6油藏采液采油指數(shù)最高，其次是長(zhǎng)8油藏，長(zhǎng)4+5油藏最?。谎娱L(zhǎng)初期低含水采油期至關(guān)重要。

3.4 改善水驅(qū)技術(shù)對(duì)策及效果

針對(duì)影響水驅(qū)的主要因素，堅(jiān)持“避縫”向“控縫”、“利用縫”轉(zhuǎn)變；強(qiáng)采強(qiáng)注向合理注采轉(zhuǎn)變；井網(wǎng)優(yōu)化調(diào)整與精細(xì)注采調(diào)控并重；最大限度提高低、中含水期的采出程度。

3.4.1 精細(xì)注水調(diào)整 受儲(chǔ)層物性差影響，高注采比區(qū)域逐年增多，注水壓力或注水強(qiáng)度過(guò)大會(huì)加劇儲(chǔ)層的動(dòng)態(tài)非均質(zhì)性，造成基質(zhì)水竄。

主要做法：一是根據(jù)注采動(dòng)態(tài)反應(yīng)，結(jié)合油藏工程、數(shù)值模擬、礦場(chǎng)統(tǒng)計(jì)方法，優(yōu)化了三疊系不同油藏注水技術(shù)政策，確定壓力保持水平在90%～110%開發(fā)水平最高，長(zhǎng)4+5油藏注采比4.6，長(zhǎng)6油藏4.2～5.0，長(zhǎng)8油藏2.1開發(fā)最佳。二是針對(duì)常規(guī)注水調(diào)整水驅(qū)效率下降，結(jié)合油藏見效程度、水驅(qū)效率高低等特征，在G271、W410等水驅(qū)敏感和裂縫發(fā)育油藏，開展周期注水試驗(yàn)，通過(guò)注水量的改變?cè)斐傻貙訅毫Φ闹匦路峙洌钩Ｒ?guī)水驅(qū)滯留的原油得到動(dòng)用，提高水驅(qū)采收率；形成了適應(yīng)于超低滲透油藏的多種周期注水模式。3.4.2 規(guī)模推進(jìn)堵水調(diào)剖 針對(duì)平面、剖面水驅(qū)不均，通過(guò)滲流規(guī)律、含水變化規(guī)律、油水對(duì)應(yīng)關(guān)系研究成果，堅(jiān)持堵、調(diào)、驅(qū)相結(jié)合，將堵水調(diào)剖打造成超低滲透油藏穩(wěn)產(chǎn)的核心技術(shù)，不斷完善、擴(kuò)大微球調(diào)驅(qū)；提高水驅(qū)效率。調(diào)剖以“交聯(lián)聚合物凍膠+體膨顆?！斌w系為主，微球調(diào)驅(qū)應(yīng)用小粒徑微球（100 nm～300 nm），總體堅(jiān)持“小排量、多段塞、大劑量”的體系，同時(shí)開展PEG凝膠、污泥調(diào)剖等新技術(shù)試驗(yàn)，不斷提高調(diào)剖、調(diào)驅(qū)體系的適應(yīng)性，提升治理效果。通過(guò)實(shí)施G271長(zhǎng)8、W410長(zhǎng)6油藏遞減、含水率大幅度下降，油藏整體開發(fā)形勢(shì)變好（見圖2、圖3）。

圖2 G271含水與采出程度曲線

圖3 W410含水與采出程度曲線

3.4.3 加密調(diào)整技術(shù) 注水開發(fā)中一次井網(wǎng)對(duì)儲(chǔ)量的控制程度較低，裂縫性主向見水、側(cè)向不見效等矛盾導(dǎo)致注水受效程度低；同時(shí)合層開發(fā)油藏層間干擾大，油井產(chǎn)能未發(fā)揮；全力推動(dòng)井網(wǎng)、層系調(diào)整是改善油藏水驅(qū)效果的有效途徑。

3.4.3.1 開展轉(zhuǎn)變井網(wǎng)方向加密試驗(yàn) 針對(duì)G271油藏原井網(wǎng)適應(yīng)性較差，2014年開始采用菱形反九點(diǎn)、矩形反九點(diǎn)井網(wǎng)在油藏中北部實(shí)施加密調(diào)整，部署油井84口，初期產(chǎn)能1.84 t/d，目前產(chǎn)能1.05 t/d。通過(guò)實(shí)施，加密區(qū)主側(cè)向壓差明顯下降，平面壓力分布趨于均衡；加密區(qū)采油速度由0.8%上升到1.5%，動(dòng)態(tài)預(yù)測(cè)階段采收率由19%上升到21%。

3.4.3.2 合層開發(fā)區(qū)域?qū)嵤酉嫡{(diào)整 針對(duì)G83油藏合層開發(fā)，層間干擾大的問(wèn)題，在前期開展動(dòng)態(tài)分析、水驅(qū)檢查的基礎(chǔ)上，2018年開展層系調(diào)整試驗(yàn)，投產(chǎn)調(diào)整井16口，平均日產(chǎn)油1.94 t。通過(guò)實(shí)施，主力層長(zhǎng)4+522-2層水驅(qū)波及系數(shù)由0.35上升到0.65，水驅(qū)控制程度由85.2%上升到98.6%；區(qū)域采油速度由之前的0.30%提高至0.52%，對(duì)比2014年，產(chǎn)量遞減的趨勢(shì)明顯改善，預(yù)測(cè)水驅(qū)采收率提高4.2%，增加可采儲(chǔ)量27.04×104t；實(shí)現(xiàn)了油藏的持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)。

3.4.4 空氣泡沫驅(qū)技術(shù) 空氣泡沫驅(qū)兼具氣驅(qū)和泡沫驅(qū)的優(yōu)點(diǎn)，可邊調(diào)邊驅(qū)。針對(duì)耿271區(qū)加密后，部分區(qū)域平面矛盾依然突出、有效驅(qū)替體系統(tǒng)難以建立，首次在耿271區(qū)長(zhǎng)8油藏裂縫發(fā)育區(qū)開展5注26采空氣泡沫驅(qū)試驗(yàn)，評(píng)價(jià)超低滲透空氣泡沫驅(qū)適應(yīng)性。通過(guò)一年多的實(shí)施，對(duì)比注氣前，注氣井組月度遞減由0.9%下降到0.4%，側(cè)向可對(duì)比井3口，壓力保持水平由78.6%上升到80.2%，壓力恢復(fù)速度由0.72 MPa/100h上升到0.90 MPa/100h；地層能量恢復(fù)速度加快，平面能量分布進(jìn)一步合理。

4 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

通過(guò)對(duì)超低滲透油藏基礎(chǔ)性研究，從儲(chǔ)層、裂縫等方面綜合分析，明確了影響油藏水驅(qū)效果的主要因素和水驅(qū)的主要特征：

（1）儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)、高滲段發(fā)育，注入水沿高滲段突進(jìn)造成局部?jī)?chǔ)層水洗；單砂體注采連通性較差，一次井網(wǎng)對(duì)主河道砂體控制程度較低；油藏整體采出程度較低，平面、剖面剩余油富集。

（2）天然裂縫發(fā)育，隨著注入壓力的逐步升高，前期閉合的天然裂縫的開啟以及新裂縫的產(chǎn)生并不斷延伸擴(kuò)展，使得儲(chǔ)層滲流能力增大，造成沿裂縫方向水淹和水竄。

（3）油藏壓力恢復(fù)速度低，注采壓差呈“開口型”，受裂縫發(fā)育影響，主側(cè)向壓差大，局部井網(wǎng)適應(yīng)性較差；隨含水率上升，采液采油指數(shù)下降，延長(zhǎng)初期低含水采油期至關(guān)重要。

完善超低滲透油藏改善水驅(qū)效果技術(shù)系列，對(duì)于油田持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)具有戰(zhàn)略性的指導(dǎo)意義：

（1）通過(guò)生產(chǎn)動(dòng)態(tài)和數(shù)值模擬的系統(tǒng)分析，優(yōu)化了不同油藏注采參數(shù)，形成了適應(yīng)于超低滲透油藏的多種不穩(wěn)定注水模式，能夠有效控制動(dòng)態(tài)裂縫延伸，逐步建立有效的壓力驅(qū)替系統(tǒng)。

（2）堵水調(diào)剖、微球調(diào)驅(qū)能有效改善“三大矛盾”，控制或降低含水，是改善超低滲透油藏水驅(qū)效果的核心技術(shù)。

（3）加密調(diào)整提高了對(duì)儲(chǔ)層的控制和動(dòng)用程度，改變了一次井網(wǎng)下的水驅(qū)方向，擴(kuò)大了水驅(qū)波及范圍，加密區(qū)開發(fā)效果明顯改善。

（4）空氣與水相比可以進(jìn)入更小的孔隙喉道，從而啟動(dòng)更低滲儲(chǔ)層，擴(kuò)大波及體積；空氣泡沫驅(qū)在超低滲透油藏具有一定的可行性。