低滲透油藏提高水驅效率技術對策
——以胡尖山油田H 區長4+5 油藏為例

尹紅佳，馬 強，胡曉雪，鄭 奎 ，王 勇，韓博密

（1.中國石油長慶油田分公司第六采油廠，陜西西安 710200； 2.陜西延長石油（集團）有限責任公司研究院，陜西西安 710075）

胡尖山油田H 區位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡帶中部，構造簡單，僅發育由差異壓實形成的小型鼻狀隆起。該區發育多套含油層系，主力含油層系為三疊系長4+5 油層，屬于三角洲前緣沉積體系，水下分流河道是有利的儲集砂體。長4+5 層厚度大約90～100 m，巖性為灰色、灰綠色細粒巖屑質長石砂巖，孔隙結構及滲流能力較好，具有一定儲集滲流能力、敏感性較弱、巖石弱親水，有利于注水開發。

H 區長4+5 油藏埋深約2 140 m，主力含油層位為長4+521層，油層有效厚度為11.3 m，孔隙度為11.7%，滲透率為0.69×10-3μm2，動用含油面積為61.0 km2，地質儲量為3 683.0×104t，為典型低孔、低滲儲層。但油藏厚度大、含油性好，地質儲量豐富，開發效果好。油藏滾動開發始于2007 年，老井網采用菱形反九點井網開發，加密井網采用不規則九點法井網開發。主要經歷了大規模滾動建產、精細分層注水、大規模常規措施及體積壓裂、大規模井網加密等幾個重要開發階段。油藏開發的轉折始于2014 年，為進一步提高采收率，兩年時間內實施了大規模常規措施及體積壓裂，造成儲層誘導縫開啟，加之油藏本身非均質性強,水驅后高滲通道發育，注水單向突進，部分油井快速水淹，油藏含水持續上升，油藏水驅開發效果變差。為提高區塊整體采油速度，2016―2018 年對油藏進行大規模井網加密，加密后，油藏有效滲流場未建立，井間干擾嚴重，遞減大；同時井網井距縮小，加密井與水線距離縮短，生產后水驅前緣進一步向水線推進，加劇了油井見水，且呈多方向性，后期治理難度大，致使水驅效果進一步變差。目前，油藏開發指標逐年變差，現急需采取行之有效的治理手段來提高油藏整體水驅效果，降低油藏遞減。

1 前期水驅效果評價

1.1 水驅動用和控制程度

H區長4+5油藏從投產初期通過逐漸完善注采、精細分層注水等工作，水驅控制及動用程度逐年提高，達到65.1%，水驅開發效果好。但2016 年大規模加密后，有效滲流場未建立，井間干擾嚴重、壓裂縫開啟油井見水井增多，整體水驅動用程度逐年降低，降至61.1%。近年來通過完善注采井網、剖面治理，水驅控制程度、動用程度有所提高，上升至63.2%，但遠未達到預期，后期治理空間較大[1–5]。

1.2 地層能量狀況

研究區已生產油井的單井產能與地層壓力的關系表明，油藏地層壓力保持在97%～102%時，油井單井產能高，油井見效明顯（圖1）。研究區目前油藏整體壓力保持93.6%，保持程度略低，且平面上壓力分布不均，油藏邊部、東北部壓力低，進一步提升空間較大。

圖1 長4+5 油藏單井產能與不同地層壓力條件下遞減情況

1.3 見水見效情況

加密前，H 區長4+5 油藏注水開發井900 口，其中明顯見效井729 口，見效率為81.0%，以見效增油為主，見效周期490 d。其中，見效增油井a 類224 口，見效周期528 d；見效穩定井b 類128 口，見效周期426 d；見效見水井c 類377 口，見效比例高、整體水驅效果好（圖2）。

圖2 研究區加密前、后見效對比

加密后，見水見效周期明顯縮短，平均見效周期為60 d，同時見效見水井增多。最為顯著的表現為117 口井由a 類或b 類見效逐漸變為c 類，見水井多，水驅效果變差。

1.4 注水利用情況

1.4.1 存水率

存水率一般是指累積存水率，累積存水率的定義是累積注水量與累積采水量之差與累積注水量之比，是衡量注入水利用率的指標，也是衡量低滲透油藏水驅開發效果的重要指標。累積存水率越高，注入水的利用率越高，水驅開發效果也就越高，因此，可以利用地下存水率的大小評價其開發效果的好壞。該區油藏開發初期，也就是采出程度小于1.0%時，因井網不完善，存水率相對較低；但隨著井網完善，油藏整體存水率保持較高（達到0.88），表明注入水利用率高，注水開發效果顯著。當采出程度大于3.8%時，同期對比是大規模體積壓裂后，油藏含水上升明顯，全區存水率呈下降趨勢，為 0.85，說明油藏目前水驅利用率降低（圖3）。

圖3 H 區長4+5 油藏歷年存水率、含水率與采出程度關系

1.4.2 水驅指數

水驅指數是用來描述油藏的存水量與產油量地下體積之比，表示每采出 1 t 油與地下存水量的比例關系。水驅指數越大，采出相同的油需要的注水量越大。H 區長4+5 油藏開發初期，井網不完善，水驅指數下降；井網完善后水驅指數呈持續上升趨勢。根據區塊含水變化特征，當采出程度大于3.8%后，水驅指數持續上升（5.75），而含水持續上升（達65.6%），說明注入水采出比例高。從油藏階段開發歷程看，其主要受油藏大規模體積壓裂及加密后油井多方向見水的影響，同時表明目前油藏整體水驅 效果變差（圖4）。

圖4 長4+5 油藏歷年水驅指數、含水率與采出程度關系

2 影響水驅效率關鍵因素

2.1 儲層砂體連通情況

H 區長4+5 油藏發育多期河道砂體，各單砂體間存在明顯的隔層，縱向疊置關系主要為孤立式，單砂體河道改道頻繁，平面變化快，加密后也驗證了這一點。通過構建連井剖面發現，油井加密后砂體展布變化較大，精細單砂體劃分后平面注采對應性發生較大變化，原認識水驅控制程度偏高，油水間“有注無采，有采無注”比例變大，注采對應關系變差，注水層間矛盾突出。

2.2 裂縫和高滲帶發育狀況

H 區長4+5 油藏天然裂縫不發育，但多年常規措施及大規模體積壓裂后，壓裂縫及人工誘導縫發育，縫網復雜[6]。同時儲層存在物性高滲帶，注水沿優勢水驅通道不斷延伸，注入水單向突進，水驅波及體積減小；同時，大規模井網加密調整后，加密井與水線距離縮短，生產后水驅前緣進一步向水線推近，油井見水比例進一步增大，水驅矛盾更加突出。

2.3 儲層非均質性

研究區長4+5 油藏儲層單砂體發育、層間隔層厚度大、層內泥質及鈣質夾層發育、非均質性強。受儲層差異性及層內非均質性影響，儲層層間、層內矛盾突出，吸水不均（表1）。注入水沿高滲層段突進，造成單層、單段不吸水或尖峰狀吸水比例高，達23.6%，水驅矛盾突出，水驅效率差。

表1 H 區長4+5 油藏層內滲透率非均值性統計

2.4 水驅后儲層滲流特征

相滲實驗研究表明，長4+5 油藏經水驅后，油水兩相共滲區變窄，等滲點由56.1%上升至57.6%，同時親水性增強，導致地下流體中水更容易流動，油流動阻力變大，水更容易采出[7–11]。對比水驅前后儲層特征，儲層孔隙結構非均質性增強，水驅后驅油效率降低，水驅開發難度增大（表2）。

2.5 精細分層注水有效性

該區長4+5 油藏多層合采，為提高注水有效率， 2014 年開始精細分層注水，分注后油藏見效，分注效果好。但經多年注水后，逐漸暴露出眾多管理難題，主要為井下分注井測調遇阻率高，近年來高達33.6%，分注合格率低，僅為55.8%；因開發成本等原因目前年測調頻次僅1–2 次，測調頻率低；因分注工藝的局限性分注有效期僅為40 d 左右，這些問題嚴重制約精細分層注水的有效性。近年來，又出現地面分注井封隔器頻繁失效的問題，分注井未能有效分層注水，嚴重制約油藏水驅效率的提高。

表2 H 區長4+5 油藏水驅前后水驅效率對比

3 提高水驅效率技術對策

3.1 精細單砂體刻畫

針對H 區長4+5 油藏單砂體空間疊置關系復雜、砂體間非均質性強導致水驅不均的開發矛盾，持續開展單砂體解剖，研究儲層空間構型。在單砂體刻畫的基礎上，重點開展加密前后砂體控制程度再認識，完善注采對應關系，為精細注采調整打下堅實基礎。根據單砂體刻畫成果，該區實施注水井補孔分注7 口，油井補孔25 口，實施區平均單井日增油0.69 t，累計增油2 782.00 t，水驅效率得到提高。

3.2 剖面治理

為了避免因地層原因導致分層注水水驅效率低的問題，對單井投撈調配中出現的單層超注或欠注井開展吸水剖面測試，吸水過程中出現層間、層內吸水不均井時，及時對不吸或弱吸層單層增注，確保小層注夠水，達到精細注水。2020 年實施單層增注15 口，注水井平均吸水厚度增加2.0 m，剖面動用形態得到改善，治理區水驅效率提高1.8%，單層治理效果顯著。

3.3 封堵優勢滲流通道

3.3.1 常規堵水調剖

長4+5 油藏井組中，以示蹤劑監測及動態驗證明確見水方向的井組，采取加大量堵劑封堵裂縫帶 及高滲帶，這就是常規堵水調剖，主要目的是治理見水井。常規堵水調剖既能增大井底滲流阻力，又能有效地改變注入水沿優勢層流動，提高水驅波及系數，從而提高井組水驅效率。

3.3.2 聚合物微球調驅

對油藏加密區井組整體含水上升較快區開展連片聚合物微球調驅，主要目的是改善油藏整體水驅效果，延長油藏中低含水開發期，最終達到提高水驅開發效率的目的。近年來，在油藏最終采收率（ER）不同的條件下，在H 區長4+5 油藏實施常規堵水調剖226 口，聚合物微球連片調驅546 口，實施后剖面吸水狀況得到有效改善，平均單層吸水厚度由3.9 m 提高至4.5 m，水驅動用程度提高了2.0%，水驅效率得到顯著提高（圖5）。

圖5 H 區長4+5 油藏調剖調驅區含水與采出程度曲線

3.4 均衡平面采液

3.4.1 主向油井關停、側向井壓裂引效

多年注水后，研究區油藏動態縫開啟后形成優勢通道并不斷延伸，水驅規律復雜，油井多方向性見水形成無效循環、水驅效率降低；同時側向井受效差、低產低效。為了解決這一問題，今年在油藏部分區域試驗“主向油井關停、側向井壓裂引效”的均衡平面采液的方法，以期達到提高油藏整體水驅效率的目的。2020 年在油藏西南部主向關停16 口，局部地層壓力逐漸恢復，側向井見效。同時在前期調剖調驅均衡滲流的基礎上，引效側向井低產低效井16 口，治理井平均單井產能由0.4 t 上升到1.4 t，治理效果好。

3.4.2 主向水淹井轉注

該區油藏加密后，加密區優勢水驅方向上③、⑥號井見水比例高，部分油井投產即見水。近幾年，這類見水井油水兩向堵水效果都不理想，無明顯見效井，且高液量易導致地層泄壓，形成無效循環。因此，為改善油藏開發效果，對③、⑥號見水井轉注利用。一是對主向水淹井轉排狀注水后，促進側向井見效；二是對多次治理無效井實施資源轉換利用。轉注后，注水井對應油井見效，壓力保持平穩，效果較好。

3.5 優化分層注水工藝技術

針對油藏前期分層注水中出現的測調配注合格率低、遇阻率高、剖面水驅不均，地面分注井封隔器失效嚴重等難題，精細試驗研究，優化分注工藝。近年來，同心雙管分注、數字化分注工藝技術優勢明顯，測調工藝簡單、不需井下測調，測調后具有配注合格率高、遇阻率低、測調周期高等優勢。2020 年對25 口井實施分注工藝優化后，小層配注合格率提高15.0%，測調遇阻率降低5.0%，注水有效率得到顯著提高，實施效果好。

4 結論

（1）影響胡尖山油田H 區長4+5 油藏水驅效率提高的關鍵因素是儲層砂體的連通程度差、儲層非均質性強、裂縫和高滲帶發育、水驅后儲層滲流變差、分注井未充分有效注水。

（2）強化加密后精細單砂體刻畫，完善注采對應關系，H 區長4+5 油藏井間砂體連通關系更加明確，為后期精細注水調整打下堅實基礎，促進有效驅替建立，逐步改善水驅效率；通過加強剖面治理，單層吸水變弱及不吸水增注后，剖面吸水厚度增加，吸水形態變好，有效地避免了因地層原因導致分層注水水驅效率低的問題；油藏實施常規堵水調剖、聚合物微球調驅后，有效封堵優勢滲流通道、降低井組含水，剖面吸水狀況得到有效改善，吸水厚度增加，水驅動用程度及水驅效率得到顯著提高；主向井關停及轉注、側向井壓裂引效可有效減緩地層泄壓，促進側向井見效，均衡了平面地層壓力，改善了平面水驅效率，是提高水驅效率的有效手段；同心雙管及數字化分注技術優勢顯著，實施后分注合格率高、調配簡單，有效解決了分層注水有效率低的問題。近年來，通過采取上述有針對性的治理措施治理后，研究區油藏綜合遞減下降1.5%，水驅效率提高2.1%，開發指標變好，油藏向良性開發轉變。