沈煥文，馬云成，李金國(guó)，牛金玲，王艷玲，賀艷玫

（1.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006；2.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第四采油廠，陜西靖邊 718500）

1 中高含水率期油藏開發(fā)特征

1.1 含水率上升加快，采油速度遞減加大

注水開發(fā)油藏經(jīng)過長(zhǎng)期注水沖刷形成水流優(yōu)勢(shì)通道，注水易沿著高滲帶或裂縫單向突進(jìn)，從A 油藏不同含水率開發(fā)階段檢查井油水兩相相滲曲線變化特征對(duì)比看（圖1），對(duì)比水驅(qū)前束縛水飽和度由原始的34.1%上升到中高含水率期的39.5%，殘余油含水飽和度由68.0%上升到74.4%，油水兩相滲流區(qū)間變得更窄，等滲點(diǎn)含水飽和度由原始的54.4%上升到61.2%，且持續(xù)向右偏移，說明水相相對(duì)滲透率上升加快，油相相對(duì)滲透率快速下降，儲(chǔ)層向親水轉(zhuǎn)變。在油藏開發(fā)中表現(xiàn)為當(dāng)可采儲(chǔ)量采出程度超過70.0%后（圖2），綜合含水率快速上升，斜率增加，地質(zhì)儲(chǔ)量采油速度呈直線型下降，油藏控水穩(wěn)油難度加大，最終采收率偏低。

圖1 不同含水率開發(fā)階段檢查井油水兩相相滲曲線對(duì)比圖

圖2 可采儲(chǔ)量采出程度與地質(zhì)儲(chǔ)量采油速度、綜合含水率圖

1.2 水驅(qū)矛盾愈加突出，有效驅(qū)替減弱

從A 油藏吸水剖面統(tǒng)計(jì)看（表1），受儲(chǔ)層非均質(zhì)性影響，隨著注水時(shí)間延長(zhǎng)，吸水不均比例增加，均勻吸水比例由低含水率期的55.6%下降到30.6%，尖峰狀/指狀吸水比例由20.2%上升到38.2%，小層不吸水比例由24.2%上升到31.2%，導(dǎo)致注水沿著高滲帶單向突進(jìn)特征愈加明顯，油井含水率上升速度加快，水驅(qū)油效率下降。

表1 A 油藏不同含水率開發(fā)階段吸水特征變化對(duì)比表

從試井特征看，驅(qū)替不均特征明顯，試井模型由復(fù)合模型向均質(zhì)轉(zhuǎn)變，儲(chǔ)層解釋滲透率呈對(duì)數(shù)級(jí)增加，表明隨動(dòng)態(tài)縫逐漸開啟，多向滲流能力增強(qiáng)，油井動(dòng)態(tài)表現(xiàn)為多方向見水。同時(shí)數(shù)值模擬顯示，從中低含水率期到高含水率期，注水縫延伸速度明顯加快，且單向突進(jìn)的特征更加明顯，水驅(qū)波及范圍明顯縮小。

2 薄互層狀剩余油受控因素及特征

2.1 受物性影響注水單向突進(jìn)，未動(dòng)用低滲層段

受儲(chǔ)層物性影響，縱向上物性好、注采連通性較好的小層吸水能力強(qiáng)導(dǎo)致強(qiáng)水洗特征明顯，從A 油藏典型檢查井巖心描述水洗狀況與測(cè)井解釋物性對(duì)比看（圖3），物性最好的層段強(qiáng)水洗僅占20.0%左右，次之為中水洗占30.0%左右，物性較差層段呈弱水洗或未水洗，占比達(dá)到30.0%～40.0%?？v向剩余油呈現(xiàn)米-厘米級(jí)規(guī)模相間分布，主要集中在低滲帶、弱水驅(qū)層段或隔夾層遮擋部位，剩余油仍然較富集。

圖3 A 油藏中高含水率期典型檢查井巖心描述縱向水洗狀況與儲(chǔ)層物性關(guān)系圖

從統(tǒng)計(jì)歷年65 口井剩余油測(cè)試結(jié)果看（表2），儲(chǔ)層物性較好、相對(duì)高滲層段強(qiáng)水洗特征明顯，占比27.1%，中水洗占比36.7%，弱水洗和未水洗占比達(dá)到45.2%，剩余油飽和度50.0%左右，說明縱向強(qiáng)水洗層僅為物性較好注水單向突進(jìn)的部分層段，大部分層段剩余油仍然較多，挖潛潛力仍較大。

表2 歷年動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)剩余油測(cè)試水洗程度對(duì)比表

2.2 單砂體注采不對(duì)應(yīng)，注水未波及層段

A 油藏一次井網(wǎng)水驅(qū)儲(chǔ)量采出程度達(dá)到23.2%，綜合含水率69.2%，已進(jìn)入中高含水率開發(fā)階段，通過單砂體二次刻畫結(jié)果顯示，注采不對(duì)應(yīng)層段達(dá)281 個(gè)，其中有注無(wú)采層段165 個(gè)，有采無(wú)注層段116 個(gè)，各單砂體水驅(qū)控制儲(chǔ)量差異明顯且控制程度下降，整體水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度由劃分前的96.8%下降至劃分后的84.0%，說明縱向上受儲(chǔ)層非均質(zhì)性影響，各單砂體的動(dòng)用程度不均，還有大部分的剩余儲(chǔ)量未被驅(qū)替[1-3]。

3 薄互層狀剩余油動(dòng)用技術(shù)應(yīng)用

在單砂體剩余油精細(xì)刻畫的基礎(chǔ)上，通過注采結(jié)構(gòu)優(yōu)化調(diào)整、微球調(diào)驅(qū)及氣驅(qū)提高采收率技術(shù)挖潛，有效改善了驅(qū)替效果，A 油藏水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度由89.3%上升到98.1%，水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度由65.6%上升到69.1%，階段遞減由14.7%下降到10.5%（圖4），增加了低滲層剩余油動(dòng)用程度，含水率與采出程度關(guān)系曲線向提高采收率方向偏移，預(yù)測(cè)提高采收率3.00%，實(shí)現(xiàn)了中高含水率期油藏持續(xù)硬穩(wěn)產(chǎn)。

圖4 A 油藏歷年主要開發(fā)指標(biāo)變化曲線

3.1 注采結(jié)構(gòu)優(yōu)化完善技術(shù)

3.1.1 補(bǔ)孔/分注 特低滲油藏受縱向非均質(zhì)性影響，滲透率級(jí)差越大水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度越低，通過分層注水能夠有效降低滲透率級(jí)差對(duì)吸水能力的影響，進(jìn)而提高低滲層的水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度。因此，根據(jù)物性特征結(jié)合單砂體刻畫成果及剩余油分布特征，2020-2022 年，針對(duì)單砂體有采無(wú)注的注水井實(shí)施補(bǔ)孔單砂體41 個(gè)層段，射開程度由45.2%上升到67.9%，水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度由89.3%上升到98.1%，水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度由65.6%上升到69.1%；針對(duì)單砂體注采對(duì)應(yīng)但吸水不均的注水井實(shí)施層內(nèi)分層注水126 口，分注率由16.4%上升到61.8%，53 口可對(duì)比井水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度由66.6%上升到70.6%，如典型井補(bǔ)孔分注前后吸水剖面結(jié)果看，低滲層開始啟動(dòng)吸水，高滲層吸水不均變?yōu)榫鶆?，單向注水突進(jìn)問題得到有效改善[4]。同時(shí)，在注水井分層注水基礎(chǔ)上注重配套注水政策的優(yōu)化調(diào)整，通過突出高滲層控制注水量、中滲層穩(wěn)定注水量、低滲層增加注水量的分層注水政策調(diào)整思路，吸水剖面測(cè)試顯示，高滲層強(qiáng)吸水層段吸水強(qiáng)度由7.88 m3/（d·m）下降到4.51 m3/（d·m），低滲層不吸水/弱吸水層段吸水強(qiáng)度由0.61 m3/（d·m）上升到3.26 m3/（d·m），新增見效井162 口，近三年累計(jì)增油達(dá)到2.12×104t，低滲層段剩余儲(chǔ)量有效動(dòng)用。

3.1.2 補(bǔ)孔壓裂 根據(jù)儲(chǔ)層特征及單砂體剩余油分布特征，在采油井剩余油挖潛中堅(jiān)持“控水增油”的思路，對(duì)隔夾層較發(fā)育低滲層剩余油采取控水提產(chǎn)、對(duì)高滲層與低滲層相間分布的低滲剩余油采取堵水增油的差異化改造技術(shù)，近兩年，實(shí)施油井補(bǔ)孔暫堵壓裂、封堵原層補(bǔ)孔壓裂共64 口，措施有效率92.2%，井均日增油1.04 t，累計(jì)增油2.07×104t，剩余油挖潛效果顯著。

3.1.3 側(cè)鉆加密 針對(duì)油層厚度穩(wěn)定、剩余油富集的低滲層段，實(shí)施開窗側(cè)鉆、加密調(diào)整措施挖潛剩余油，2021-2022 年共實(shí)施側(cè)鉆加密油井13 口，有效率84.6%，井均初期日產(chǎn)油2.42 t，含水率51.9%，累計(jì)增油1.189 4×104t，增加可采儲(chǔ)量78×104t，預(yù)測(cè)提高采收率0.14%。

3.2 微球調(diào)驅(qū)改善水驅(qū)技術(shù)

納米微球在油層中具有封堵、變形、運(yùn)移、再封堵的特性，能夠有效封堵高滲層或裂縫等優(yōu)勢(shì)竄流通道，啟動(dòng)低滲部分未動(dòng)用的剩余油，有效改善地層的非均質(zhì)性[5]。A 油藏中高含水率期實(shí)施大劑量長(zhǎng)周期納米微球調(diào)驅(qū)，注入2.2 個(gè)月后見效，油井見效比例85.6%，其中凈增油型占比33.4%，控水降遞減型占比52.2%，年對(duì)年自然遞減由注入前的14.98%下降到0.23%，含水率上升率由4.5%下降到-2.1%，實(shí)施微球調(diào)驅(qū)實(shí)際采油速度較常規(guī)水驅(qū)遞減采油速度提高0.38%（圖5），階段累計(jì)增油達(dá)到1.85×104t，階段累計(jì)降水2.32×104t，提高采收率趨勢(shì)良好，預(yù)測(cè)增加可采儲(chǔ)量15.71×104t，采收率提高3.50%。

3.3 氣驅(qū)提高采收率技術(shù)

空氣泡沫驅(qū)提高采收率技術(shù)具有泡沫封堵高滲層段，氣體擴(kuò)大低滲層波及體積的雙重作用效果，A 油藏通過近十一年的現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，效果顯著，從測(cè)試吸氣剖面看，氣相主要位于物性較差的油層頂部，相對(duì)吸入比約為80%，油水相位于油藏底部，泡沫液相對(duì)吸入比約為70%，說明泡沫液優(yōu)先封堵底部高滲層，氣體上浮驅(qū)替了頂部低滲層剩余油，縱向上低滲層動(dòng)用程度增加32.9%，通過提高氣液比參數(shù)優(yōu)化[6]，試驗(yàn)區(qū)綜合含水率凈下降6.1%，波及系數(shù)由0.56 上升到0.62，預(yù)測(cè)最終采收率提高10.21%。

4 結(jié)論及認(rèn)識(shí)

（1）受儲(chǔ)層非均質(zhì)性及單砂體注采不連通影響，薄互層狀剩余油主要分布在低滲層、注采不連通層段及隔夾層遮擋層段，呈現(xiàn)米-厘米級(jí)薄互層狀規(guī)模相間分布，這部分剩余油是中高含水率期提高采收率挖潛的潛力。

（2）低滲透油藏由于沉積環(huán)境及非均質(zhì)性影響，在單砂體內(nèi)部水驅(qū)不均勻，中高含水率期仍有大量剩余油富集于主力厚油層內(nèi)，因此，精細(xì)單砂體內(nèi)部“建筑結(jié)構(gòu)”刻畫是中高含水率摸清剩余油的主要手段。

（3）立足一次井網(wǎng)，完善單砂體注采對(duì)應(yīng)，配套分層注水、深部調(diào)驅(qū)為一體的精準(zhǔn)調(diào)控技術(shù)是中高含水率期油藏挖潛剩余油、增加可采儲(chǔ)量、實(shí)現(xiàn)控水穩(wěn)油的核心。

（4）以空氣泡沫驅(qū)為主的氣驅(qū)提高采收率技術(shù)對(duì)中高含水率期薄互層狀剩余油驅(qū)替效果顯著，技術(shù)適應(yīng)性強(qiáng)，預(yù)測(cè)最終采收率提高10.21%，氣驅(qū)技術(shù)是下步低滲透油藏中高含水率期提高最終采收率的發(fā)展方向。