楊小鵬，謝依祎，張佳磊，佘繼完，劉小平，李曉強(qiáng)

（中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

1 油藏地質(zhì)特征

靖安油田五里灣X1 油藏以巖性油藏為主，位于鄂爾多斯盆地一級(jí)構(gòu)造單元陜北斜坡的中東部，為一平緩的西傾單斜（傾角小于1 度）背景上發(fā)育的多組軸向近東西向的鼻狀隆起構(gòu)造，儲(chǔ)層為湖成三角洲沉積，油藏構(gòu)造比較平緩，坡降小，鼻隆的起伏形態(tài)和傾沒方向與斜坡傾向近于一致，與上傾方向巖性致密帶或泥巖相匹配，形成了良好的圈閉條件，對(duì)油氣運(yùn)移和聚集具有一定的控制作用。

X1 油藏儲(chǔ)層巖石顆粒細(xì)小，加之成巖后生作用，儲(chǔ)層孔喉細(xì)微，物性差，平均孔隙度11%～13%，滲透率（1.0～2.0）×10-3μm2。原始地層壓力低，地飽壓差小，天然能量貧乏，天然裂縫發(fā)育，但在地層條件下呈閉合狀態(tài)。

2 X1 油藏開發(fā)現(xiàn)狀分析

五里灣X1 油藏位于靖安油田，開發(fā)層位為三疊系延長(zhǎng)組X1 油層，屬典型的“三低”油藏。1997 年開始規(guī)模開發(fā)，先后經(jīng)歷了快速建產(chǎn)期、低含水率穩(wěn)產(chǎn)期、中含水率穩(wěn)產(chǎn)期、中高含水率遞減期，目前，綜合含水率72.5%，已進(jìn)入中高含水率開發(fā)期，地質(zhì)儲(chǔ)量采出程度25.4%，可采儲(chǔ)量采出程度100.08%。

目前油井開井331 口，日產(chǎn)液1 159 m3，日產(chǎn)油328 t，含水率70.2%，采出程度25.4%，采油速度0.45%；注水井開井148 口，日注3 348 m3，單井日注23 m3，注采比2.57，注水強(qiáng)度1.56 m3/（m·d）。隨著開發(fā)進(jìn)入中后期，油藏遞減逐步增大，近三年月均遞減5.1 t，月度遞減率1.12%。

自2009 年起，隨著注入強(qiáng)度提升，壓力保持水平持續(xù)上升，2017 年壓力保持水平達(dá)到125.4%，后期通過合理注水政策調(diào)整，壓力逐步下降，目前趨于油藏合理壓力保持水平范圍（90%～110%）。

試驗(yàn)區(qū)一次井網(wǎng)完善后，水驅(qū)動(dòng)用程度43.8%；2011 年加密井投產(chǎn)后，實(shí)施補(bǔ)孔、分注、調(diào)剖等措施，水驅(qū)動(dòng)用程度由43.8%上升到49.6%，近年來(lái)加大水驅(qū)治理工作，實(shí)施補(bǔ)孔分注、酸化調(diào)剖、水驅(qū)調(diào)剖、微球驅(qū)、空泡驅(qū)等措施，水驅(qū)動(dòng)用程度由49.6%上升到65.3%。但因儲(chǔ)層物性原因，X121層物性明顯好于X112層，導(dǎo)致注水沿優(yōu)勢(shì)方向突進(jìn)，吸水下移，吸水厚度變薄，尖峰吸水、指狀吸水及不吸水現(xiàn)象仍然存在。

X1 油藏開發(fā)預(yù)測(cè)最終采收率達(dá)到25.00%，自2010年以來(lái)，隨著X1 油藏的采出程度越來(lái)越高，達(dá)到25.33%，遠(yuǎn)超過預(yù)測(cè)最終采收率，采油速度逐年下降，由1.21%下降到0.81%再下降到0.45%。如何提高最終采收率是目前技術(shù)攻關(guān)的方向。

3 提高采收率技術(shù)潛力研究及應(yīng)用

針對(duì)X1 油藏隨著采出程度越來(lái)越高，采油速度逐年下降以及因儲(chǔ)層物性原因，導(dǎo)致注水沿優(yōu)勢(shì)方向突進(jìn)，吸水下移，吸水厚度變薄，尖峰吸水、指狀吸水及不吸水現(xiàn)象仍然存在等問題。從根源著手，實(shí)施微球驅(qū)、空泡驅(qū)等各項(xiàng)措施，開展剖面治理，均勻水驅(qū)，控制含水率上升速度[1]，最終提高采出程度。

X1 油藏目前綜合含水率72.5%，采出程度25.4%，真正意義上的進(jìn)入雙高階段，油藏共分為6 個(gè)管理單元，每個(gè)單元開發(fā)現(xiàn)狀及矛盾均有所不同，且地下縫洞內(nèi)部結(jié)構(gòu)和油水關(guān)系復(fù)雜，導(dǎo)致提高采收率十分困難；為突破此項(xiàng)瓶頸，探索了適用于該油藏的多種提高采收率技術(shù)，截至目前，動(dòng)態(tài)采收率提高2.4%，多項(xiàng)技術(shù)已逐步成熟并實(shí)現(xiàn)規(guī)?；瘧?yīng)用，注采井網(wǎng)調(diào)整技術(shù)處于試驗(yàn)研究階段。

3.1 聚合物驅(qū)油技術(shù)實(shí)施情況

目前X1 油藏除南部及空泡驅(qū)，其余部位基本實(shí)現(xiàn)全覆蓋，正常注入77 井組（包括北部轉(zhuǎn)注井、不含柳U1 套破停注）。

扣除措施及北部井，微球見效率86.1%，其中增油型27 口（31.4%），降遞減型47 口（54.7%），無(wú)效井12口（13.9%）。

3.2 注氣驅(qū)油技術(shù)實(shí)施情況

A 區(qū)15 注63 采：總井?dāng)?shù)15 口，實(shí)際注入14 口，目前按正常參數(shù)注入，單井日注液10～12 m3，單井日注氣25～30 m3，氣液比2.5∶1.0～3.0∶0，注采比2.96，累計(jì)注入0.269 4 PV，在南部開展微球+純注氣4 井組試驗(yàn)。

F 區(qū)7 注34 采：總井?dāng)?shù)7 口，實(shí)際注入7 口，目前按正常參數(shù)注入，單井日注液10 m3，單井日注氣30～35 m3，氣液比3.0∶1.0～3.5∶1.0，注采比2.15，累計(jì)注入0.154 9 PV，完成方案設(shè)計(jì)的38.73%。

自2020 年來(lái)泡沫輔助減氧空氣驅(qū)突出精細(xì)基礎(chǔ)、合理注入?yún)?shù)、驅(qū)替規(guī)律三項(xiàng)研究，開展差異化調(diào)整，著力攻關(guān)微球+純注氣、氣驅(qū)分注兩項(xiàng)試驗(yàn)，試驗(yàn)井組階段遞減由14.8%下降到3.3%，含水率上升率由1.0%下降到-2.1%，動(dòng)態(tài)采收率提高2.8%。

3.3 注采井網(wǎng)調(diào)整技術(shù)實(shí)施情況

在注采系統(tǒng)調(diào)整論證的基礎(chǔ)上，確定試驗(yàn)區(qū)原井網(wǎng)角井轉(zhuǎn)注13 口，將菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)調(diào)整為五點(diǎn)注水井網(wǎng)、油水井?dāng)?shù)比由3.0 下降到1.0，井排距（480×165 m）及井網(wǎng)密度（12.6 口/平方千米）保持不變；目前轉(zhuǎn)注已全部完成。

目前單井日注18 m3，對(duì)應(yīng)油井動(dòng)態(tài)上表現(xiàn)為液量、液面上升、油量上升，已初步有見效特征，月度遞減由0.42 t 下降到-0.30 t，但受轉(zhuǎn)注井改造參數(shù)大影響，個(gè)別井含水率上升，月含水率升幅由0.10%上升到0.23%。區(qū)域目前開井24 口，其中無(wú)效型2 口，占比8.3%，增油型4 口，占比16.7%，降遞減型18 口，占比75.0%，總體見效比例91.7%。

3.4 不穩(wěn)定注水技術(shù)實(shí)施情況

針對(duì)B 區(qū)塊非均質(zhì)性強(qiáng)、隔夾層發(fā)育、穩(wěn)定注水見效差的情況，試驗(yàn)性開展強(qiáng)弱交替式周期注水，通過周期的改變注水量和注水壓力，改善滲流能力，提高水驅(qū)油效率。目前已實(shí)施半周期為15 d 的強(qiáng)弱式交替注水15 井組，根據(jù)采出端動(dòng)態(tài)來(lái)看效果較好。

3.5 精準(zhǔn)堵水技術(shù)實(shí)施情況

在聚合物驅(qū)油的作用下，大部分注水井吸水剖面得到明顯改善，但仍有部分井組因非均質(zhì)性強(qiáng)導(dǎo)致吸水剖面狀況較差，截至8 月底，X1 油藏共計(jì)實(shí)施3 口精準(zhǔn)堵水調(diào)剖。

根據(jù)調(diào)剖前后定點(diǎn)壓降測(cè)試井1 口（AA），從解釋結(jié)果看，調(diào)驅(qū)后優(yōu)勢(shì)通道得到一定封堵，探測(cè)半徑由364 m 下降到288 m；根據(jù)調(diào)剖前后吸水剖面9 口對(duì)比井結(jié)果來(lái)看，水驅(qū)動(dòng)用程度由52.9%上升到61.8%。

4 結(jié)論及認(rèn)識(shí)

4.1 聚合物驅(qū)油技術(shù)

（1）綜合分析，含水率＞80%效果最好，見效特征主要表現(xiàn)為液量下降，含水率下降，油量上升；含水率＜40%見效比例下降，說明微球驅(qū)對(duì)高含水率井封堵效果較為明顯。

（2）注入壓力上升＞0.8 MPa 效果最好，見效特征主要表現(xiàn)為液量穩(wěn)定，含水率下降，油量上升；壓力下降，井組液量下降，含水率穩(wěn)定，效果相對(duì)較差。

（3）地層壓力保持水平100%～110%井見效比例高，隨著壓力保持水平上升，措施效果逐漸變差。

（4）對(duì)比實(shí)施前后，微球驅(qū)“控含水、降遞減”效果較為明顯，為中高含水率階段提高采收率的主要技術(shù)手段。

4.2 注氣驅(qū)油技術(shù)

（1）注入第一階段：整體注入后控制含水率及擴(kuò)大波及作用明顯，實(shí)現(xiàn)凈增油。

（2）注入第二階段：停注氣后發(fā)泡不充分、封堵調(diào)堵效果變差含水率上升，復(fù)注后氣液比優(yōu)化至1.5 左右含水率得到有效控制。

（3）注入第三階段：藥劑供應(yīng)不足，發(fā)泡性及穩(wěn)泡能力下降，含水率上升，加藥后氣液比優(yōu)化至1.8 左右含水率得到一定控制。

（4）注入第四階段：開展大氣液比試驗(yàn)探索，實(shí)施大氣液比（3.0∶1.0）試驗(yàn)以來(lái)，含水率均得到有效控制，尤其是近兩年含水率呈下降態(tài)勢(shì)，后期調(diào)整方向以注氣為主、注液為輔。

4.3 注采井網(wǎng)調(diào)整技術(shù)

（1）通過將菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)調(diào)整為五點(diǎn)注水井網(wǎng)、油水井?dāng)?shù)比由3.0 下降到1.0，對(duì)應(yīng)油井已初步有見效特征，月度遞減由0.42 t 下降到-0.30 t。

（2）總體吸水形體以上翹型為主（8 口），但吸水指數(shù)第一段K 值較大（70.4），從3 口可對(duì)比井吸水指數(shù)來(lái)看，通過注水調(diào)整，吸水指數(shù)逐步變小，趨于合理。

4.4 不穩(wěn)定注水技術(shù)

針對(duì)B 區(qū)塊非均質(zhì)性強(qiáng)、隔夾層發(fā)育、穩(wěn)定注水見效差的情況，試驗(yàn)性開展強(qiáng)弱交替式周期注水，通過周期的改變注水量和注水壓力，改善滲流能力，提高水驅(qū)油效率。

4.5 精準(zhǔn)堵水技術(shù)

（1）在聚合物驅(qū)油的作用下，大部分注水井吸水剖面得到明顯改善。

（2）調(diào)驅(qū)后優(yōu)勢(shì)通道得到一定封堵，水驅(qū)動(dòng)用程度提高。