鄭 浩，郭文娟，孟利華，李 東，馬云成，李化斌

（1.中國石油長慶油田分公司第九采油廠，寧夏銀川 750006；2.中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

1 侏羅系油藏進入雙高階段面臨的開發(fā)矛盾

1.1 剩余油高度分散，常規(guī)手段挖潛難度大

侏羅系油藏進入雙高開發(fā)階段后，已形成水驅高滲層或水驅優(yōu)勢通道，剩余油分布高度零散，常規(guī)注采調控技術提高驅油效率難度大。

1.2 剖面上注入水沿高滲層段突進，周期性治理效果變差

受儲層物性及沉積韻律影響，剖面水驅動用程度低，隨注水時間延長，注入沿高滲段或高滲方向突進，剖面上吸水形態(tài)變差，常規(guī)措施周期性治理效果變差，需要開展深層次調驅措施。

表1 侏羅系油藏微生物活化水驅試驗區(qū)篩選統(tǒng)計表

2 微生物活化水驅技術試驗區(qū)優(yōu)選

2.1 試驗區(qū)地質特征

根據(jù)微生物活化水驅技術機理，依據(jù)《SY/T 6888-2012 微生物驅技術規(guī)范》，并參考國內外油田微生物驅油藏篩選條件，結合某油田侏羅系油藏儲層特征、開發(fā)現(xiàn)狀，優(yōu)先在A、B 及C 區(qū)塊開展先導試驗，儲備低滲透高含水油藏提高采收率技術。

試驗區(qū)位于某油藏侏羅系，構造位于鄂爾多斯盆地一級構造單元陜北斜坡中段，為一套平原網狀河沉積，主要開發(fā)層位為延92，構造形態(tài)上表現(xiàn)為東高西低，北高南低。油藏西部及局部發(fā)育一定的邊底水。A、B 區(qū)塊油藏砂體穩(wěn)定，邊底水不發(fā)育，剩余油零散分布，常規(guī)手段挖潛難度大；C 區(qū)塊射開程度低、非均質性強，注入水易沿高滲層突進，含水上升加快（見表1）。

2.2 試驗區(qū)優(yōu)選

根據(jù)微生物活化水試驗總體部署，并充分依托現(xiàn)有采出水處理系統(tǒng)及注水流程，考慮節(jié)約成本的原則，優(yōu)選A 區(qū)塊27 注80 采、B 區(qū)塊9 注19 采、C 區(qū)塊20注61 采，采出水回注區(qū)開展整體連片現(xiàn)場試驗，整體形成56 注160 采的注采格局。

3 微生物活化水驅技術試驗及效果分析

3.1 微生物活化水驅技術應用

立足某油藏侏羅系儲層特征，注重技術機理研究和礦場實踐有機結合，全周期方案設計兩個段塞，調剖微生物+多種功能菌組合段塞。

段塞1：強化產生物聚合物功能菌活化段塞；利用微生物菌體和其產生的生物聚合物封堵高滲水流通道，進行微生物整體調剖。

段塞2：多種功能菌組合活化段塞—連續(xù)注入；在第一段塞基礎上，利用產生的生物表活劑等代謝產物提高驅油效率，并進一步激活油藏深部厭氧功能菌、產甲烷菌等，產生生物氣提高油層壓力和原油流動性。

3.2 階段性效果分析

3.2.1 整體效果

3.2.1.1 注入壓力變化符合微生物調驅機理 整體呈現(xiàn)先升后降的過程，注入壓力由8.7 MPa 上升到8.9 MPa再下降到8.1 MPa，表明第一段塞封堵效果有所體現(xiàn)，從壓力的變化特征看，符合深部驅油的特征。從分區(qū)塊來看，三個區(qū)塊壓力變化各有不同，A 區(qū)塊提壓較慢，B區(qū)塊提壓較快，C 區(qū)塊整體下降。

3.2.1.2 剖面厚度變薄，但形態(tài)改善 18 口可對比吸水厚度由4.9 m 上升到5.0 m，水驅動用程度由45.2 %上升到46.1 %，從形態(tài)來看，變好和穩(wěn)定的有11 口，占比61.1 %，變差的7 口井，整體上對吸水形態(tài)的改善初步體現(xiàn)，部分不吸層段開始吸水，吸水下移及尖峰狀吸水均有所改善。

3.2.1.3 油井初步開始見效 階段見效油井51 口，見效周期1 個月，見效率31.9 %（扣除新井措施35.2 %），整體階段遞減由15.96 %下降到3.56 %，見效井以含水下降為主，平均含水下降3 %～4 %，井均日增油0.25 t～0.30 t；月度遞減率由0.58 %上升到0.83 %，月度含水上升幅度由0.11 %下降到0.03 %，全區(qū)遞減變大主要受C 區(qū)儲層非均質性強，加之注水期間剖面吸水狀況變差且治理滯后導致微生物整體效果體現(xiàn)不明顯（見表2）。

3.2.1.4 開發(fā)指標有所好轉 階段自然遞減由9.16 %下降到4.72 %（A、B 區(qū)塊下降、C 區(qū)塊增大），標定遞減增大（扣除C 區(qū)塊后遞減穩(wěn)中有降），綜合含水A、B 兩個區(qū)塊下降，C 區(qū)塊增大。

3.2.2 分區(qū)塊實施效果分析

3.2.2.1 A 區(qū)塊（9 注19 采）

（1）注入壓力上升明顯，呈先升后降特征，油壓由8.7 MPa 上升到10.3 MPa 再下降到9.6 MPa，表明第一段塞封堵效果有所體現(xiàn)，其中臺階式上升型3 口，波動上升型2 口，下降型3 口。

表2 微生物活化水驅試驗區(qū)塊整體見效井生產對比

（2）水驅狀況不同程度改善，5 口可對比吸水厚度由3.51 m 下降到3.13 m，水驅動用程度由48.01 %下降到45.83 %，但形態(tài)上，尖峰、指狀、下移開始有所改善，微生物調剖的性能有所體現(xiàn)，水驅指數(shù)、存水率指標有所好轉。

（3）穩(wěn)油控水效果逐步體現(xiàn)，月度遞減率由1.77 %下降到0.29 %，月度含水上升幅度由0.32 %下降到0.02 %，階段遞減由18.6 %下降到11.83 %，含水上升的趨勢得到減緩。初步見效油井6 口，見效比例33.3 %，動態(tài)特征以降水增油型為主，平面上主要分布較為零散，主要集中在壓力提升明顯，剖面水驅改善的井組。

結合靜態(tài)特征看，見效井與主砂體方向基本一致且位于構造低部位，見效特征、見效周期與注水見效特征一樣（含水下降、油量增加）。

3.2.2.2 B 區(qū)塊（27 注80 采）

（1）注入壓力波動明顯，第一段塞注入過程中壓力基本保持穩(wěn)定，第一段塞結束后壓力呈先升后降特征，油壓由10.0 MPa 上升到10.3 MPa 再下降到9.0 MPa，其中上升型5 口，下降型8 口，先升后降型11 口。

（2）水驅狀況不同程度改善，9 口可對比吸水厚度由5.93 m 上升到6.39 m，水驅動用程度由49.72 %上升到53.08 %，厚度增加5 口（占比55.6 %），厚度變薄3 口，1 口穩(wěn)定，吸水強度由9.09 m3/d·m 下降到7.90 m3/d·m，水驅指數(shù)、存水率指標有所好轉，說明微生物調剖驅油的性能有所體現(xiàn)。

（3）穩(wěn)油控水效果逐步體現(xiàn)，月度遞減率由0.10 %下降到-0.12 %，月度含水上升幅度由0.01 %下降到-0.08 %，階段遞減由12.52 %下降到3.12 %。初步見效油井30 口，見效比例37.5 %，累增油549.96 t，穩(wěn)油控水效果逐步體現(xiàn)。

B 區(qū)塊延9 油藏（12 注27 采）：月度遞減率由1.80 %下降到-1.11 %，月度含水上升幅度由0.14 %下降到-0.21 %，階段遞減由7.53 %下降到6.39 %，含水上升的趨勢得到減緩。初步見效油井15 口，見效比例55.6 %，動態(tài)特征以降水增油型為主。整體見效明顯，油藏內部物性較好且連通性較好、剖面改善明顯的井全部見效，類型以降水增油型為主；而邊部油層厚度變薄、物性較差井未見效。

B 區(qū)塊延10 油藏（15 注53 采）：月度遞減率、月度含水上升幅度基本保持穩(wěn)定，階段遞減下降明顯由14.88 %下降到1.44 %，遞減得到減緩。初步見效油井15 口，見效比例28.3 %，動態(tài)特征以降水增油型為主。見效井主要分布在儲層物性較好、構造部位較高、底水發(fā)育厚度變薄、剩余油較富集的區(qū)域，而邊部油層厚度變薄、物性較差、底水厚度較大井未見效。

3.2.2.3 C 區(qū)塊（20 注51 采）

（1）注入壓力下降，第一段塞注入過程中壓力基本保持穩(wěn)定，第一段塞結束后壓力下降，油壓由7.1 MPa下降到6.9 MPa 再下降到6.2 MPa，其中先升后降型9口，下降型7 口。

（2）水驅狀況改善不明顯，8 口可對比吸水厚度由4.6 m 上升到4.7 m，水驅動用程度由41.44 %上升到42.34 %，厚度增加3 口，厚度變薄4 口，1 口穩(wěn)定，吸水強度由7.93 m3/d·m 下降到7.13 m3/d·m，水驅狀況基本保持穩(wěn)定。

（3）穩(wěn)油控水效果不明顯，整體月度遞減率由0.99 %上升到1.66 %，月度含水上升幅度由0.50 %上升到0.58 %，尤其油藏東部（處中含水開發(fā)階段）受含水上升影響，遞減加大，而油藏南部（處高含水開發(fā)階段）基本保持穩(wěn)定，整體效果不明顯。初步見效油井15 口，見效比例31.8 %，其中油藏東部見效8 口（分布相對集中，對應水井采取過分注、堵水及注水調整措施），見效井日增油0.7 t，油藏南部見效7 口，見效井日增油0.8 t，含水略有下降，整體見效井降水增油幅度較低。油藏東部：在注入期間受多種調整措施影響，目前見效8 口，主要集中在堵水、分注及注水優(yōu)化+微生物聯(lián)作井組內，但見效幅度較低，有可能是多種調整措施聯(lián)作的效果；對比純單一微生物井組，聯(lián)作后控水穩(wěn)油效果略好于單一微生物井組，還需持續(xù)觀察。油藏南部：目前見效7 口，主要集中在堵水+微生物聯(lián)作井組內，但見效幅度較低，有可能是聯(lián)作的效果；對比純單一微生物井組，聯(lián)作后控水穩(wěn)油效果略好于單一微生物井組，還需持續(xù)觀察。

原因分析：一方面是受射開程度低及非均質性影響，吸水狀況變差且治理滯后，一是射開程度低（僅為20.9 %）加之儲層非均質性強，注水易沿著高滲層段突進，隨著時間延長，剖面吸水狀況急劇惡化，統(tǒng)計2016-2019 年45 井次吸水剖面測試顯示吸水不均占比68.9 %，導致油井含水上升速度加快；二是剖面治理反復性強（有效期6 個月左右），近年改善水驅治理工作量較少（年治理4 口左右），導致單一微生物驅效果不明顯。另一方面地層能量恢復速度過快，C 區(qū)塊先后經歷建立驅替、強化促見效和精細調整階段，尤其東部、中部自2015 年強化注水以來，加之剖面吸水狀況變差，導致油井快速見效的同時地層壓力、含水快速上升。微生物注入后大幅度弱化注水，目前含水上升有所減緩。

4 結論與認識

（1）注入端到產出端動態(tài)變化特征符合微生物活化水驅機理，注水壓力第一段塞上升明顯，第二段塞波動，吸水形態(tài)變好，見效井以降水增油型為主，說明微生物提高驅油效率+擴大波及體積效果正在體現(xiàn)。

（2）合理的注水速度是保證效果的前提，水線推進速度與微生物匹配關系較好，增油效果明顯（文獻調研），對比三個區(qū)塊的儲層特征及開發(fā)技術政策，C 區(qū)塊由于注入強度過大，易沿高滲層段突進，微生物滯留時間短，導致整體效果不明顯。

（3）高含水油藏效果好于中低含水油藏，對比同類油藏開發(fā)規(guī)律，含水突破60 %后含水上升速度加快，大于80 %后逐步減緩，同時對比開發(fā)階段、采出程度及微生物效果，初步認為低采出、高含水階段微生物效果好于中含水階段油藏。

（4）多項技術聯(lián)作效果好于單一微生物效果，C 區(qū)塊處于中含水開發(fā)階段的含水快速上升期，由于射開程度低加之儲層非均質性強，注水易沿著高滲層段突進，導致含水上升速度加快，對比認為通過分注、堵水+微生物聯(lián)作效果好于單一微生物驅效果。

（5）以地質選區(qū)為主便于整體效果評價，在微生物活化水驅選區(qū)選井上，建議以地質選區(qū)為主，地面工藝流程為輔，形成區(qū)域連片，便于整體效果評價和提高技術的針對性和適應性。