馬玉婷，張建娜，雷 艷，黃 勇，黃新翠，陸雪皎，李 燕，李 云

（中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第五采油廠，陜西西安 710200）

1 油田地質(zhì)概況

姬塬油田位于鄂爾多斯盆地中部，構(gòu)造上處于天環(huán)坳陷中部東側(cè)。羅1 長(zhǎng)8 油藏為西傾單斜背景之上由差異壓實(shí)作用形成的一系列幅度較小的鼻狀隆起[1]。

羅1 長(zhǎng)8 油藏為三角洲前緣沉積體系控制下的低滲透巖性油藏，沉積砂體以水下分流河道為主，平面上呈北西-南東條帶狀展布。平均油層厚度10.5 m，孔隙度9.32%，空氣滲透率0.57 mD，探明含油面積130.78 km2，動(dòng)用地質(zhì)儲(chǔ)量7 057.16×104t，可采儲(chǔ)量1 411.43×104t。

2 開(kāi)發(fā)特征分析

2.1 開(kāi)發(fā)現(xiàn)狀

羅1 區(qū)塊2007 年產(chǎn)建評(píng)價(jià)，2008-2011 年規(guī)模開(kāi)發(fā)，采用菱形反九點(diǎn)注采井網(wǎng)，目前油井總井?dāng)?shù)1 224口，開(kāi)井1 142 口，日產(chǎn)液水平3 082 t，日產(chǎn)油水平1 476 t，綜合含水52.1 %；注水井總井?dāng)?shù)444 口，開(kāi)井425 口，日注水8 605 m3，單井日注20 m3；地質(zhì)儲(chǔ)量采油速度0.71 %，采出程度7.88 %，可采儲(chǔ)量采出程度4.40 %。月注采比2.31，累積注采比1.87。

2.2 水驅(qū)特征

2012 年以來(lái)，水驅(qū)控制程度、動(dòng)用程度穩(wěn)中有升，水驅(qū)控制程度由93.5 %上升到96.2 %，水驅(qū)動(dòng)用程度由70.2 %上升到71.2 %。存水率保持平穩(wěn)，目前在0.88 左右，整體開(kāi)發(fā)形勢(shì)穩(wěn)定。

2.2.1 地層能量 羅1 區(qū)塊目前地層壓力15.41 MPa，壓力保持水平82.2 %（可對(duì)比井189 口），壓力保持水平較低，且平面分布不均。壓力保持水平低主要包括以下原因：（1）油藏邊部?jī)?chǔ)層物性差，平面非均質(zhì)性強(qiáng)，壓力驅(qū)替系統(tǒng)難以建立；（2）受微裂縫及水驅(qū)優(yōu)勢(shì)通道泄壓影響，優(yōu)勢(shì)通道上見(jiàn)水井壓力保持水平高，高液高含水，側(cè)向井低產(chǎn)低效，壓力保持水平低，主側(cè)向壓差大；通過(guò)近幾年集中治理，2017-2018 年地層壓力保持水平由82.0 %上升到82.2 %，側(cè)向壓力驅(qū)替系統(tǒng)逐步建立。

2.2.2 見(jiàn)效特征 羅1 區(qū)塊有注水開(kāi)發(fā)井1 122 口，已明顯見(jiàn)效828 口，見(jiàn)效周期586 d，見(jiàn)效率73.8 %，以增產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)型見(jiàn)效為主，其中見(jiàn)效增油井398 口，見(jiàn)效周期651 d；見(jiàn)效穩(wěn)定井198 口，見(jiàn)效周期434 d；見(jiàn)效含水上升井232 口，見(jiàn)效周期598 d。整體上東南部、西南部以增產(chǎn)型為主，西北部、中部見(jiàn)效后含水上升井較多，不見(jiàn)效井主要分布在邊部物性較差區(qū)及裂縫發(fā)育側(cè)向驅(qū)替未建立局部區(qū)域。

2.2.3 含水變化規(guī)律 從平面分布圖來(lái)看，西南部發(fā)育微裂縫，部分油井早期見(jiàn)水；西北部、中部初期低含水，隨注水時(shí)間延長(zhǎng)，微裂縫逐步開(kāi)啟，見(jiàn)水井增多；東南部物性較好，驅(qū)替過(guò)程中吸水剖面形態(tài)變差，逐步形成優(yōu)勢(shì)高滲通道，部分井見(jiàn)效后呈孔隙型見(jiàn)水特征，含水呈東西向條帶狀分布。

3 水驅(qū)效果影響因素分析

3.1 砂體連通程度

河道側(cè)翼及交匯處砂體非均質(zhì)程度較強(qiáng)，因砂體展布變化導(dǎo)致井間連通性變差，個(gè)別小層有采無(wú)注或有注無(wú)采，失去注水控制，水驅(qū)方向單一。

區(qū)塊水驅(qū)控制程度達(dá)96.2 %，但井組內(nèi)平面受效不均，主側(cè)向壓差大。西南部打加密井后，發(fā)現(xiàn)砂體展布變化較大，精細(xì)單砂體劃分后平面注采對(duì)應(yīng)性發(fā)生變化，原認(rèn)識(shí)水驅(qū)控制程度偏高。

從地240-66-地241-66-地242-66 連井剖面看出，注水井地241-66 井與地240-66 單砂體連通，對(duì)應(yīng)性好，與地242-66 砂體對(duì)接式接觸，注采不對(duì)應(yīng)，導(dǎo)致地252-66 井無(wú)能量補(bǔ)充供液逐步變差，地240-66 井實(shí)際注水強(qiáng)度偏大，見(jiàn)效后迅速見(jiàn)水。

3.2 裂縫分布特征

通過(guò)巖心觀察、成像測(cè)井特征、各向異性成果圖分析及示蹤劑、水驅(qū)前緣等特殊測(cè)試動(dòng)態(tài)驗(yàn)證，羅1 區(qū)天然裂縫及人工裂縫錯(cuò)綜復(fù)雜[2]，主要集中發(fā)育于西北部、中部及西南部長(zhǎng)822區(qū)，微裂縫的存在增大了儲(chǔ)層平面及縱向非均質(zhì)性，存在微裂縫的主滲流層吸水強(qiáng)度大，對(duì)應(yīng)油井易見(jiàn)效見(jiàn)水，目前羅1 區(qū)已累計(jì)出現(xiàn)見(jiàn)水井178 口，占開(kāi)井?dāng)?shù)的15.6 %，累計(jì)損失產(chǎn)能297 t，裂縫主側(cè)向壓差大，平面矛盾突出。

3.3 層間非均質(zhì)性

根據(jù)排驅(qū)壓力、變異系數(shù)、分選系數(shù)、中值半徑等儲(chǔ)層物性分析，羅1 長(zhǎng)8 儲(chǔ)層非均質(zhì)性顯著，滲透率級(jí)差大導(dǎo)致層間差異大，注入井表現(xiàn)出吸水不均，注入形態(tài)差異大，單層存在弱吸甚至不吸，采油井單層產(chǎn)液差異大（見(jiàn)圖1）。

圖1 耿262 井巖心滲透率條形圖

3.4 層內(nèi)非均質(zhì)性

羅1 區(qū)水井層內(nèi)吸水不均逐年加劇（不均井占比27.4 %），局部形成高滲帶，剖面動(dòng)用程度低，水驅(qū)波及體積小。

3.4.1 物性?shī)A層、泥質(zhì)夾層影響 河道交匯處夾層發(fā)育，波及厚度小吸水形態(tài)變差，局部注水強(qiáng)度偏大，對(duì)應(yīng)油井不見(jiàn)效小層供液逐步變差，局部強(qiáng)動(dòng)用小層見(jiàn)水。

典型井組：地217-74 井組位于羅1 區(qū)塊東南部，物性較好，吸水剖面呈尖峰狀，上弱下強(qiáng)，對(duì)應(yīng)地217-75井2018 年7 月逐步見(jiàn)水（含水由10.5%上升到52.0%）。通過(guò)測(cè)井圖分析，地217-74 單砂體內(nèi)存在物性?shī)A層，水井下段注水強(qiáng)度偏大，油井只動(dòng)用下部高滲段，導(dǎo)致油井逐步見(jiàn)水。

3.4.2 滲透率級(jí)差影響 滲透率級(jí)差較大井，在長(zhǎng)期注水沖刷下，砂巖儲(chǔ)層中孔喉連通性變好，局部滲透率升高形成高滲通道，剖面吸水不均凸顯，動(dòng)用程度降低，對(duì)應(yīng)油井見(jiàn)效后易見(jiàn)水；滲透率級(jí)差較小井，開(kāi)發(fā)中保持均勻吸水，井組油井保持較低含水開(kāi)發(fā)。

3.5 射孔程度

部分井砂體發(fā)育較厚，射孔程度相對(duì)較低時(shí)水驅(qū)動(dòng)用程度低，對(duì)應(yīng)油井砂體動(dòng)用程度低，動(dòng)用高滲層易見(jiàn)水，低滲層未得到充分開(kāi)發(fā)動(dòng)用。

3.6 沉積韻律及重力因素

羅1 長(zhǎng)8 儲(chǔ)層屬三角洲沉積體系中的三角洲前緣亞相沉積[3]，水下分流河道是主要骨架砂體，內(nèi)部具有粒度向上變細(xì)的正韻律沉積序列[4]。砂體單層厚度較大時(shí)（>10 m），籠統(tǒng)注水過(guò)程中，受滲透率遞變規(guī)律及重力因素影響，吸水段逐漸下移，在砂體底部形成高滲條帶即水驅(qū)優(yōu)勢(shì)通道，造成局部注入水單向突進(jìn)。通過(guò)示蹤劑測(cè)試顯示，注入水沿底部突進(jìn)后，造成鄰井含水快速上升。

4 提高水驅(qū)效率對(duì)策研究及效果分析

針對(duì)以上造成水驅(qū)效率低的主要因素，從平面、層間、層內(nèi)三大矛盾入手，結(jié)合開(kāi)發(fā)動(dòng)態(tài)不斷深化地質(zhì)認(rèn)識(shí)，開(kāi)展分類治理。

4.1 精細(xì)單砂體刻畫(huà)

根據(jù)單砂體的垂向疊加和平面接觸關(guān)系，確定同一期次單一河道邊界識(shí)別標(biāo)志，重新精細(xì)劃分單砂體橫向邊界。如羅1 加密區(qū)砂體平面上厚度變化大，縱向上發(fā)育不穩(wěn)定，通過(guò)對(duì)比加密前后單砂體連通剖面，井間砂體連通關(guān)系更加明確。并針對(duì)有注無(wú)采、小層見(jiàn)水、不見(jiàn)效油井，合理制定油井措施，挖潛層內(nèi)剩余油。

以地加239-684 井為例，劃分前認(rèn)為其是一期穩(wěn)定沉積，注采對(duì)應(yīng)好，動(dòng)用程度高。劃分后認(rèn)為該砂體為四期河道疊加，部分小層注采對(duì)應(yīng)變差，儲(chǔ)層縱向動(dòng)用程度變低。

4.2 提高縱向動(dòng)用程度

4.2.1 選擇性增注 根據(jù)動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)資料，及時(shí)掌握各分注小層吸水動(dòng)態(tài)，針對(duì)層間吸水不均水井及時(shí)對(duì)不吸或弱吸層開(kāi)展選擇性增注措施，避免相對(duì)注入量少的小層長(zhǎng)期達(dá)不到配注，導(dǎo)致單層能量虧空，而物性較好層因注入強(qiáng)度偏大引發(fā)油井見(jiàn)水，避免由地層原因?qū)е路謱幼⑺实汀?016-2018 年對(duì)羅1 區(qū)層間吸水不均井實(shí)施選擇性增注18 口，平均吸水厚度增加2.4 m，有效改善了剖面動(dòng)用形態(tài)。

4.2.2 提高射孔程度 射孔程度低直接導(dǎo)致剖面動(dòng)用程度低，如地197-47 井砂體厚度16.6 m，但射孔段只有8.0 m，射孔程度48.2 %，相對(duì)偏低，其吸水厚度也僅有8.0 m，即只有射開(kāi)段吸水得到動(dòng)用，下部砂體未有效動(dòng)用。針對(duì)此類水井下步計(jì)劃實(shí)施提高射孔程度8 口，提高層內(nèi)有效動(dòng)用程度，均衡補(bǔ)充地層能量。

4.3 封堵優(yōu)勢(shì)滲流

4.3.1 常規(guī)調(diào)剖調(diào)驅(qū)措施 針對(duì)高滲見(jiàn)水層堵水調(diào)剖可增大井底滲流阻力，有效改變注入水沿優(yōu)勢(shì)層流動(dòng)，提高水驅(qū)波及系數(shù)，控水增油效果較好。

PEG 高凝膠堵水調(diào)剖：2016 年在羅1 區(qū)開(kāi)展先導(dǎo)試驗(yàn)2 個(gè)井組，2017 年以來(lái)由“單井點(diǎn)堵水”向“區(qū)域連片堵水”轉(zhuǎn)變，截止目前實(shí)施145 個(gè)井組（正實(shí)施32個(gè)井組），見(jiàn)效比例28.8 %，單井日增油0.5 t，含水下降4.1 %，整體效果較好。

聚合物微球調(diào)驅(qū)：利用聚合物的黏彈性（3 個(gè)聚合物分子形成穩(wěn)定的三角“架橋”）形成堵塞封堵高滲層，增大波及體積以達(dá)到提高采收率的目的[5，6]。

2017 年在西北部裂縫發(fā)育區(qū)、東南高產(chǎn)區(qū)試驗(yàn)54個(gè)井組，見(jiàn)效比例37.2 %，單井日增油0.7 t，含水下降4.0 %；2018 年在西北部平面水驅(qū)不均區(qū)實(shí)施57 個(gè)井組，見(jiàn)效比例25.9 %，單井日增油0.4 t。從適應(yīng)性來(lái)看，東南部超低滲Ⅰ類儲(chǔ)層開(kāi)發(fā)早中期（含水40 %左右）、孔隙型見(jiàn)水區(qū)調(diào)驅(qū)效果較好。

4.3.2 新工藝技術(shù)試驗(yàn) 分流酸化調(diào)剖：針對(duì)層內(nèi)吸水不均，常規(guī)酸化效果差的問(wèn)題，根據(jù)不同類型分流劑的技術(shù)特點(diǎn)，在羅1 區(qū)東南部局部見(jiàn)水、平面矛盾初顯區(qū)集中試驗(yàn)在線分流酸化剖面治理技術(shù)。

2018 年實(shí)施8 口，試驗(yàn)3 種分流劑（見(jiàn)圖2），注入剖面測(cè)試6 口，其中4 口吸水狀況明顯改善，平均吸水厚度增加1.6 m，水驅(qū)動(dòng)用程度由60.6%上升到72.9%。

圖2 WS-1 液體、SA-1 顆粒、絨囊（鏡下）圖片

納米水降壓驅(qū)油試驗(yàn)：采用納米水減弱水分子間的氫鍵締合、降低水分子團(tuán)簇大小、降低界面張力的作用機(jī)理，使水進(jìn)入常規(guī)水驅(qū)難以波及的低滲區(qū)域，從而達(dá)到降壓增注和擴(kuò)大波及體積目的。

結(jié)合油藏實(shí)際開(kāi)發(fā)矛盾，優(yōu)選羅1 區(qū)東南部高產(chǎn)區(qū)三個(gè)井組（18 口油井）開(kāi)展現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，已于2018 年11 月9 日開(kāi)注，目前正跟蹤動(dòng)態(tài)下步做好試驗(yàn)效果評(píng)價(jià)（見(jiàn)圖3）。

圖3 納米水降壓驅(qū)油機(jī)理示意圖

表活劑降壓驅(qū)油試驗(yàn)：充分利用表活劑能改變體系界面性質(zhì)能力的特性，對(duì)低滲透儲(chǔ)層巖石潤(rùn)濕、毛管力、油水界面張力等都具有顯著影響、可改變低滲透儲(chǔ)層特殊的界面特征，針對(duì)中部注入壓力高、平面矛盾突出的特點(diǎn)，優(yōu)選儲(chǔ)層連通性好、水質(zhì)配伍性好、儲(chǔ)層中性偏親油、頻繁欠注區(qū)4 個(gè)井組（平均油壓19.5 MPa，平均分壓19.6 MPa，對(duì)應(yīng)22 口油井）開(kāi)展表面活性劑降壓驅(qū)油試驗(yàn)，利用其降低賈敏效應(yīng)帶來(lái)的附加阻力，對(duì)滯留在孔道中的殘余油啟動(dòng)和運(yùn)移，實(shí)現(xiàn)降壓驅(qū)油作用。

4.4 均衡平面采液強(qiáng)度

4.4.1 主向油井關(guān)停 羅1 中部裂縫發(fā)育區(qū)，見(jiàn)水時(shí)間早且呈多方向性，見(jiàn)水井占比16.4 %、采出程度低5.8 %，水驅(qū)效率低，堵水調(diào)剖效果不理想，治理難度大，近幾年已主向關(guān)停14 口，區(qū)域地層能量逐步恢復(fù)，由16.15 MPa 上升到16.21 MPa。

4.4.2 側(cè)向油井引效 在前期PEG、微球等調(diào)剖調(diào)驅(qū)均衡滲流基礎(chǔ)上，側(cè)向驅(qū)替逐步建立，在中部裂縫發(fā)育區(qū)開(kāi)展側(cè)向引效低產(chǎn)井連片治理32 口，低產(chǎn)井平均單井產(chǎn)能由0.30 t 上升到0.83 t，低產(chǎn)井井?dāng)?shù)由70 口下降到61 口，低產(chǎn)低效井占比由29.7 %下降到25.7 %，治理效果較好。

4.4.3 水淹井轉(zhuǎn)注 針對(duì)裂縫見(jiàn)水堵水調(diào)剖無(wú)效、側(cè)向井供液逐步變差、井組內(nèi)存在水井注入壓力高欠注、區(qū)域壓力保持水平低的情況，在羅1 中部裂縫見(jiàn)水區(qū)轉(zhuǎn)注水淹井4 口，形成排狀注水，日減少無(wú)效采出量32 m3，轉(zhuǎn)注后效果較好，見(jiàn)水區(qū)主側(cè)向壓差由2.4 MPa下降到1.5 MPa，實(shí)施區(qū)域壓力保持水平由68.3 %上升到86.7 %，壓力分布更趨均衡，自然遞減由10.1 %下降到1.5 %，采油速度提高0.02 %。下步優(yōu)選小層與周?chē)畬?duì)應(yīng)性良好的13 口水淹井進(jìn)行轉(zhuǎn)注，補(bǔ)充地層能量。

5 結(jié)論

（1）精細(xì)單砂體刻畫(huà)可使井間砂體連通關(guān)系更加明確，并根據(jù)注采對(duì)應(yīng)關(guān)系，制定單砂體補(bǔ)孔、優(yōu)化注水強(qiáng)度等針對(duì)性措施，建立有效驅(qū)替。

（2）PEG 高凝膠堵水調(diào)剖、聚合物微球調(diào)驅(qū)等措施可有效封堵優(yōu)勢(shì)滲流，均衡平面水驅(qū)及能量分布。PEG高凝膠調(diào)剖對(duì)爬坡壓力要求較高，調(diào)剖體系仍需進(jìn)一步優(yōu)化；聚合物微球在超低滲Ⅰ類儲(chǔ)層開(kāi)發(fā)早中期、孔隙型見(jiàn)水區(qū)適應(yīng)性較好。

（3）分流酸化調(diào)剖等新工藝技術(shù)，可有效改善近井地帶剖面動(dòng)用情況，實(shí)現(xiàn)了注入水由高滲通道指進(jìn)轉(zhuǎn)變?yōu)榫鶆蛲七M(jìn)。

（4）主向井控液可有效減緩地層泄壓，側(cè)向驅(qū)替建立后壓裂引效增油效果較好，可有效降低低產(chǎn)井比例，提高采油速度，是改善開(kāi)發(fā)效果的有效手段。