超低滲透油藏改善水驅效果技術研究

吉子翔，路存存，胡方芳，楊偉華，姚莉莉

（中國石油長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；主力開發層系為長4+5、長6、長8層；與低滲、特低滲透油藏相比，具有五個方面特征：

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

（2）源儲共生：靠近湖盆中心，緊鄰優質烴源巖，具有自生自儲或近源充注優勢，利于大面積成藏。

（3）巖性致密：對比低滲與特低滲，儲層非均質性增強，物性逐漸變差。

（4）天然裂縫發育：以高角度構造縫和微裂縫為主，在改善儲層滲流能力的同時，增加了注水開發的復雜性。

（5）非達西滲流特征明顯：隨著滲透率的降低，啟動壓力梯度急劇上升，滲流阻力進一步加大，難以建立有效壓力驅替系統。

1.2 開發概況

截止目前，超低滲透油藏共有油井2 251口，開井1 757口，日產油1 559 t，單井產量0.69 t，含水43.0%，地質儲量采油速度為0.50%，地質儲量采出程度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 開發面臨的主要問題

2.1 儲層物性差，有效驅替壓力系統難以建立

超低滲透主力油藏地層壓力系數小于1（介于0.6～0.8），自然能量不足，多數靠彈性和溶解氣驅采油，油藏初期產能遞減快（32.7%）；儲層物性差，導致啟動壓力梯度大，滲流阻力加大，有效驅替壓力系統難以建立。

2.2 壓力平面分布不均，油藏局部連片低壓低產

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。

2.3 平面、剖面水驅矛盾突出

通過近年來剖面治理，主力油藏水驅動用逐步提升，但均勻吸水比例仍較低僅41.9%，重點油藏W410、G271等受動態裂縫開啟影響，水驅波及體積低，油藏見水矛盾突出。

2.4 采油速度低，水驅效率差

主力油藏采出程度在3%～5%時，含水已達到30%～40%，部分區域在低采出階段進入中高含水期，驅油效率低；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區單砂體平面分布圖

3 水驅治理技術研究

針對超低滲透油藏注水開發的主要矛盾，從油藏地質特征、裂縫變化規律、水驅開發規律研究入手，深入剖析影響水驅效果的主要因素，有效地開展了精細注水調整、深部調剖、微球調驅、加密調整、空氣泡沫驅等改善水驅技術，水驅動用、壓力保持穩步上升，水驅治理技術體系逐步完善[1-3]。

3.1 油藏地質特征研究

3.1.1 精細單砂體刻畫 按照沉積模式指導，結合韻律特征，精細刻畫砂體內部構型，研究單砂體平面與縱向分布，落實儲層內部單砂體的疊置關系及連通性，為指導油藏注采調整及剩余油挖潛提供地質依據。取得了三個方面的認識：（1）超低滲透油藏單砂體疊置關系以疊加式、分離式為主，單砂體垂向連通性差；（2）主力層單砂體水驅儲量控制程度為82.7%，多以單向、雙向水驅為主，占比79.8%；（3）注采不對應主要包含有注無采、有采無注和注采均未射開三種類型，通過提高單砂體射開程度和完善單砂體注采對應，能夠有效動用儲層生產潛力（見圖1）。

3.1.2 儲層非均質性研究 受沉積影響，超低滲透油藏滲透率突進系數較大，平面上水驅優勢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，裂縫側向不受效表現為低產。通過對巖心分析表明，長6層、長8層儲層高滲段發育，注入水沿高滲段突進易造成局部儲層見水。

3.1.3 剩余油分布規律研究 結合動靜態資料，利用數值模擬研究和動態監測資料，明確剩余油分布規律；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較差，注入水仍未波及區域和油井射開程度低、水驅儲量動用程度低的區域。

2.1 一般資料 兩組患者在性別比、年齡、體重等方面比較統計均無顯著性差異（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 裂縫變化規律研究

3.2.1 開發過程中產生了多方向裂縫 受天然裂縫及壓裂縫影響，部分油藏開發過程中產生了多方向裂縫。如：G271 長 8 油藏裂縫方位為 NE66.8°～75°，微地震監測表明，壓裂縫走向為 NE110°和 NE35°～49°。

3.2.2 注入壓力升高導致裂縫開啟及延伸 超低滲透孔喉細小，基質滲流速度慢，在目前井網形式、注水模式及儲層物性下，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，降低了油層縱向上的動用程度及平面上的水驅波及系數，嚴重影響了油藏后期的開發效果。

3.3 水驅開發規律研究

3.3.1 滲流特征變化 對超低滲透油藏123口井試井曲線特征、滲流特征進行解釋對比分析；結合單井及油藏動態特征，總結出五種滲流變化規律，為指導下步注采調整奠定了基礎（見表1）。

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

3.3.3 含水變化特征 油藏投產初期含水上升快，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，水驅越均勻，低含水期越長。裂縫發育油藏：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，采液采油指數下降，進入高含水期后，長6和長4+5油藏采液指數有所上升，長8油藏沒有明顯的上升，低含水期采液采油指數下降快；同一含水階段長6油藏采液采油指數最高，其次是長8油藏，長4+5油藏最小；延長初期低含水采油期至關重要。

3.4 改善水驅技術對策及效果

針對影響水驅的主要因素，堅持“避縫”向“控縫”、“利用縫”轉變；強采強注向合理注采轉變；井網優化調整與精細注采調控并重；最大限度提高低、中含水期的采出程度。

3.4.1 精細注水調整 受儲層物性差影響，高注采比區域逐年增多，注水壓力或注水強度過大會加劇儲層的動態非均質性，造成基質水竄。

主要做法：一是根據注采動態反應，結合油藏工程、數值模擬、礦場統計方法，優化了三疊系不同油藏注水技術政策，確定壓力保持水平在90%～110%開發水平最高，長4+5油藏注采比4.6，長6油藏4.2～5.0，長8油藏2.1開發最佳。二是針對常規注水調整水驅效率下降，結合油藏見效程度、水驅效率高低等特征，在G271、W410等水驅敏感和裂縫發育油藏，開展周期注水試驗，通過注水量的改變造成地層壓力的重新分配，使常規水驅滯留的原油得到動用，提高水驅采收率；形成了適應于超低滲透油藏的多種周期注水模式。3.4.2 規模推進堵水調剖 針對平面、剖面水驅不均，通過滲流規律、含水變化規律、油水對應關系研究成果，堅持堵、調、驅相結合，將堵水調剖打造成超低滲透油藏穩產的核心技術，不斷完善、擴大微球調驅；提高水驅效率。調剖以“交聯聚合物凍膠+體膨顆粒”體系為主，微球調驅應用小粒徑微球（100 nm～300 nm），總體堅持“小排量、多段塞、大劑量”的體系，同時開展PEG凝膠、污泥調剖等新技術試驗，不斷提高調剖、調驅體系的適應性，提升治理效果。通過實施G271長8、W410長6油藏遞減、含水率大幅度下降，油藏整體開發形勢變好（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 加密調整技術 注水開發中一次井網對儲量的控制程度較低，裂縫性主向見水、側向不見效等矛盾導致注水受效程度低；同時合層開發油藏層間干擾大，油井產能未發揮；全力推動井網、層系調整是改善油藏水驅效果的有效途徑。

3.4.3.1 開展轉變井網方向加密試驗 針對G271油藏原井網適應性較差，2014年開始采用菱形反九點、矩形反九點井網在油藏中北部實施加密調整，部署油井84口，初期產能1.84 t/d，目前產能1.05 t/d。通過實施，加密區主側向壓差明顯下降，平面壓力分布趨于均衡；加密區采油速度由0.8%上升到1.5%，動態預測階段采收率由19%上升到21%。

3.4.3.2 合層開發區域實施層系調整 針對G83油藏合層開發，層間干擾大的問題，在前期開展動態分析、水驅檢查的基礎上，2018年開展層系調整試驗，投產調整井16口，平均日產油1.94 t。通過實施，主力層長4+522-2層水驅波及系數由0.35上升到0.65，水驅控制程度由85.2%上升到98.6%；區域采油速度由之前的0.30%提高至0.52%，對比2014年，產量遞減的趨勢明顯改善，預測水驅采收率提高4.2%，增加可采儲量27.04×104t；實現了油藏的持續穩產。

3.4.4 空氣泡沫驅技術 空氣泡沫驅兼具氣驅和泡沫驅的優點，可邊調邊驅。針對耿271區加密后，部分區域平面矛盾依然突出、有效驅替體系統難以建立，首次在耿271區長8油藏裂縫發育區開展5注26采空氣泡沫驅試驗，評價超低滲透空氣泡沫驅適應性。通過一年多的實施，對比注氣前，注氣井組月度遞減由0.9%下降到0.4%，側向可對比井3口，壓力保持水平由78.6%上升到80.2%，壓力恢復速度由0.72 MPa/100h上升到0.90 MPa/100h；地層能量恢復速度加快，平面能量分布進一步合理。

4 結論與認識

通過對超低滲透油藏基礎性研究，從儲層、裂縫等方面綜合分析，明確了影響油藏水驅效果的主要因素和水驅的主要特征：

（1）儲層非均質性強、高滲段發育，注入水沿高滲段突進造成局部儲層水洗；單砂體注采連通性較差，一次井網對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生并不斷延伸擴展，使得儲層滲流能力增大，造成沿裂縫方向水淹和水竄。

（3）油藏壓力恢復速度低，注采壓差呈“開口型”，受裂縫發育影響，主側向壓差大，局部井網適應性較差；隨含水率上升，采液采油指數下降，延長初期低含水采油期至關重要。

完善超低滲透油藏改善水驅效果技術系列，對于油田持續穩產具有戰略性的指導意義：

（1）通過生產動態和數值模擬的系統分析，優化了不同油藏注采參數，形成了適應于超低滲透油藏的多種不穩定注水模式，能夠有效控制動態裂縫延伸，逐步建立有效的壓力驅替系統。

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

（3）加密調整提高了對儲層的控制和動用程度，改變了一次井網下的水驅方向，擴大了水驅波及范圍，加密區開發效果明顯改善。

（4）空氣與水相比可以進入更小的孔隙喉道，從而啟動更低滲儲層，擴大波及體積；空氣泡沫驅在超低滲透油藏具有一定的可行性。