盘古梁侏罗系油藏提高水驱采收率技术研究

王 凯，陈建宏，张 彬，杨学武，张 鹏，李化斌，吴国文

（中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川 750006）

盘古梁侏罗系油藏提高水驱采收率技术研究

王 凯，陈建宏，张 彬，杨学武，张 鹏，李化斌，吴国文

（中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川 750006）

针对盘古梁侏罗系油藏注水上存在的平面水驱不均和剖面吸水状况变差的问题，分析影响油藏注水水驱采收率的沉积韵律、重力作用、储层非均质性、边底水发育、压裂改造等控制因素，研究出精细注采调整、完善注采井网、“三小一低”措施引效、开展周期注水等均衡平面水驱的技术手段，以及改善剖面水驱的化堵调驱、补孔调剖、暂堵酸化和选择性增注等技术手段，从而提高油藏注水水驱采收率，有效减缓含水上升、降低油田递减，确保盘古梁侏罗系油藏稳定高效开发。

侏罗系油藏；水驱采收率；技术对策

盘古梁侏罗系油藏在区域构造上属于鄂尔多斯盆地一级构造单元陕北斜坡中段，区域构造为一向西倾斜的大型平缓单斜，由于差异压实作用，形成多组轴向呈近东西向的鼻隆，侏罗系油藏就分布在这些鼻隆构造的较高部位，整体构造形态上表现为东高西低，北高南低的特征。

延10期是以河流相的粗碎屑沉积为主，受构造抬升作用影响，河流下切作用较强，延10期河道砂体展布特征明显受古地貌形态控制。延9期发育分流河道及水下分流河道砂体，砂体厚度一般15～20 m，分流河道砂体是主要的储集体，砂体呈北西向及北北西向展布。

油水相对渗透率曲线显示中强亲水特征。等渗点处的含水饱和度为55%，在最大含水饱和度时，水的相对渗透率为15.9%，因孔喉结构复杂，微孔占据的空间较大，致使束缚水饱和度达到29.2%，残余油饱和度40.1%，可动油只有30.7%，随着含水饱和度增加，油相相对渗透率的下降速度远大于水相渗透率的上升速度，使油水两相总流度比下降，将会增加稳产的难度。

1 油藏水驱存在的主要问题

1.1 油藏注水平面上水驱不均衡

盘古梁侏罗系油藏由于平面上水驱不均衡，造成部分区域依旧存在采液强度偏大或偏小、平面采液分布不均的现象，容易导致油井含水上升速度加快。盘古梁侏罗系油藏合理采液强度为0.6～1.2 m3/d·m，但仍有64口井采液强度大于1.2 m3/d·m，45口井采液强度小于 0.6 m3/d·m。

1.2 注水井剖面上吸水状况变差

盘古梁侏罗系油藏注水井剖面上吸水状况逐步变差，主要表现为部分井吸水厚度变薄，其中17口可对比井平均吸水厚度由8.1 m下降到7.5 m，多为尖峰状或指状吸水，水驱动用程度仍然较低（58.8%），注入水易沿高渗段、突进，造成油井含水上升速度加快，油藏水驱效果变差。

表1 盘古梁侏罗系油藏采液强度统计表

表2 盘古梁侏罗系油藏注水井吸水状况统计表

2 水驱采收率的控制因素分析

盘古梁侏罗系油藏由于注水井吸水厚度逐年减薄，使得吸水强度增大，注入水向油井迅速推进，形成窜流通道，引起油井含水迅速上升，从而造成水驱效果差，水驱采收效率降低。侏罗系油藏水驱采收率主要受五方面因素的控制。

2.1 沉积韵律影响

侏罗系延9油藏表现为正韵律沉积特征，决定了注入水总是沿底部物性好的部位推进。例如柳33-49延9自然伽玛和自然电位曲线呈钟型，反映向下砂岩粒度变粗，泥质含量降低，水动力条件逐渐变强，注入水容易沿底部推进。

图1 柳33-49井延9单井相剖面相

2.2 储层非均质性影响

2.2.1 剖面非均质性 延9延10储层剖面上渗透率级差都比较大，而且在剖面上表现为明显的高低渗段交替出现，变化频繁，非均质性表现更强，致使注入水沿高渗部位推进，导致水驱状况变差，油井含水上升加快。例如柳37-49延10自然伽玛和自然电位曲线呈锯齿状，泥质含量偏高，注入水容易沿高渗部位推进。

图2 柳37-49井延10单井相剖面相

2.2.2 平面非均质性 侏罗系油藏储层非均质性主要为沉积相及沉积微相，其次为后期的成岩作用。受原始沉积环境影响，在主河道微相主要沉积粒度相对较粗的砂岩，岩石原始孔隙度、渗透率较高，虽经后期成岩作用改造，但仍保存了较高的孔隙度和渗透率。在河道边部沉积水动力较弱，沉积的砂岩粒度相对较细，泥质含量升高，造成原生有效孔隙度和渗透率降低，在经过后期成岩改造后有效孔隙度和渗透率进一步降低。延9储层物性相对较好，平面上表现出砂岩主体带物性较两侧漫滩相要好，延10储层平面上渗透率级差达9.13倍，延9、延10储层的平面非均质性，致使注入水总是沿主砂体高渗方向推进，导致平面水驱不均。

图3 新52延9油藏渗透率分布模拟结果图

2.3 重力作用影响

在相对均质的沉积韵律下，注入水均匀推进，但是受重力作用影响，注水井剖面上吸水段不断下移，使得吸水厚度逐步变薄，注入水沿油层底部推进，导致注水井吸水状况变差，水驱储量动用程度逐年降低，引起部分油井含水上升，注水水驱效果变差，最终导致水驱采收率降低。

2.4 边底水发育影响

盘古梁侏罗系油藏边底水比较发育，边水内移和底水上锥，抑制注入水水驱，导致油井高液量，含水高或上升快，水驱效率降低。可见边底水对水驱采收率的影响也是不容忽视的。

图4 柳18-42井吸水剖面图

2.5 压裂改造影响

侏罗系延9油藏77.9%的注水井是由经过压裂改造的油井转注的，延10油藏88.5%的注水井是由经过压裂改造的油井转注的，压裂改造提高储层有效渗透率，致使注入水沿高渗段推进，形成了高渗透率的大孔道，而对低渗段水驱作用很小，注水井剖面吸水状况变差，油藏水驱效果变差，水驱采收率降低。

表3 盘古梁侏罗系油藏注水井吸水状况对比表

3 侏罗系油藏提高水驱采收率技术研究

3.1 数值模拟和油藏动态为基础，精细注采调整

通过油藏动态和油藏工程计算，并结合数值模拟研究结果，制定出合理的开发技术政策。注水上精细平面注水调整，合理注采比；采液上对采液强度大的井控液，合理采液强度，有利于均衡平面水驱，改善水驱效果，降低含水上升率。

表4 盘古梁侏罗系油藏开发技术政策

2009-2011年平面注水调整162井次，对应有85口油井见效,平均单井日增油0.53 t；对单井采液强度大的平面控液25口井次，抑制了油井含水上升，均衡油藏平面水驱，提高了水驱采收率。

表5 盘古梁侏罗系油藏平面注水调整效果统计表

表6 盘古梁侏罗系油藏平面控液效果统计表

表7 盘古梁侏罗系油藏"三小一低"措施效果统计表

表8 盘古梁侏罗系油藏完善注采井网效果统计表

3.2 完善平面注采井网，提高水驱控制程度

盘古梁侏罗系油藏产建新区投产后，由于局部注采井网不完善，造成水驱控制程度降低，易形成死油区，最终采收率降低。2009-2011年共转注14口井，不断完善平面注采井网，有效补充地层能量，水驱控制程度由91.5%上升到95.2%。

3.3 “三小一低”措施引效，均衡平面水驱

根据侏罗系油藏储层特征及开发特点制定并执行了“三小一低”措施改造原则。侏罗系延9延10储层储渗性能相对较好，由于受储层非均质性影响，高强度储层改造易造成底水上锥，注入水平面上沿高渗方向驱动，部分油井水驱作用小，油层的有效渗流通道堵塞，造成低产低效。执行“三小一低”措施方式，改善油层有效渗透率，促使平面水驱更趋均衡。

3.4 开展周期注水，改善水驱油效果

由于注入水水驱前缘突破油井，注入水会沿着已经形成的水流通道前行，水驱油效率将会继续变差。若想改变注入水的流经通道，只有改变长期水驱形成定势的渗流场分布。实施周期注水在地下建立不稳定驱替渗流场，使流体在地层中不断地重新分布，从而使注入水在层间压力差的作用下发生层间渗流，促使毛管渗吸作用，改善水驱油效果。而且实践表明：地层非均质指数越大，增产越多，侏罗系油藏强非均质性正是周期注水的基础。

3.5 注水井剖面治理，提高水驱动用程度

3.5.1 化堵调驱 针对存在高渗段、水驱动用程度低、吸水剖面显示为尖峰状、指状吸水的问题，实施化堵调驱，限制注水井高渗段的吸水能力，提高注入水波及体积和水驱动用程度，减缓油井含水上升速度，提高最终采收率。2009-2011年在化堵10个井组，水井压力由4.5上升到7.8 MPa，5口水井平均单井吸水厚度由5.5上升到8.7 m，井组水驱指数及存水率上升。

3.5.2 补孔调剖 针对注采关系不对应、水驱动用程度低、吸水厚度变薄的问题，实施补孔调剖，完善剖面的对应关系，增大吸水厚度和注水波及体积，提高水驱动用程度。2009-2011年实施补孔调剖29口井次，其16口可对比井平均吸水厚度由6.3 m上升到9.5 m。

3.5.3 酸化调剖 针对主力层多段动用、吸水剖面表现为一段不吸水或吸水状况差的水井。实施酸化调剖，其中暂堵酸化采取主体调驱，用颗粒暂堵剂堵高渗段，用酸液酸化低渗段，均衡剖面水驱；选择性增注采用酸液酸化不吸水段，改善油层有效渗透率，提高地层吸水能力。

表9 盘古梁侏罗系油藏2009-2011年注水井剖面治理效果统计表

4 结论与认识

（1）盘古梁侏罗系油藏由于水驱效果变差，导致油田递减增大，含水上升速度加快，因此改善油藏水驱效果、提高水驱采收率技术研究十分重要，必须结合侏罗系油藏影响水驱采收率的控制因素进行深入的分析和研究。

（2）盘古梁侏罗系油藏水驱效率主要受沉积韵律、重力作用、储层非均质性、边底水发育、水井压裂改造等控制因素的影响，造成平面上水驱不均，剖面上水驱状况变差，引起油井含水上升加快，导致油藏水驱效果变差。

（3）平面上，通过精细注采调整、完善注采井网、“三小一低”措施引效、开展周期注水等技术手段，均衡油藏平面水驱，提高水驱油效率。

（4）剖面上，充分利用吸水剖面资料，积极开展水驱剖面治理。针对不同的吸水状况，采取化堵调驱、补孔调剖、暂堵酸化、选择性增注等技术手段，改善地层有效渗透率，增大剖面吸水厚度和注入水波及体积，提高水驱动用程度。

（5）通过均衡平面水驱和改善剖面吸水的技术手段的实施，可以提高油藏注水水驱采收率，改善油藏水驱效果，有效减缓含水上升、降低油田递减，确保盘古梁侏罗系油藏稳定高效开发。

[1] 王绪本，孙长安，等.盘古梁ZJ2、新52区侏罗系精细油藏描述[D] .成都理工大学，2006.

[2] 魏国，等.盘古梁新56、ZJ4、塞248区侏罗系油藏地质建模[G] .北京凯圣特经济技术发展有限公司，2007.

[3] 陈铁龙，蒲万芬，等.油田控水稳油技术论文集[G] .北京：石油工业出版社，2000.

Research of Panguliang Jurassic reservoir water flooding enhance oil recovery technology

WANG Kai，CHEN Jianhong，ZHANG Bin，YANG Xuewu，ZHANG Peng，LI Huabin，WU Guowen
（Oil Production Plant 3 of PetroChina Changqing Oilfield Company，Yingchuan Ningxia 750006，China）

In this paper,Panguliang Jurassic reservoir water exist on the plane and the profile of water flooding the uneven state of deterioration of water problem,analyze the impact of reservoir oil recovery injection water flooding deposition rhythm,gravity,reservoir heterogeneity,bottom and edge water development,such as controlling factors of fracturing,injection and production to work out fine adjust and improve the injection and production wells Nets,"three small one low"primer efficiency measures,such as water injection cycle to carry out a balanced plane of the technical means of water flooding and to improve the profile of water flooding blocking the transfer of drive,fill hole profile,temporary blocking acidification and selective technical means such as by injection,thus enhance reservoir recovery injection water flooding,effectively slowing aquifer rise,lower oil field decline,to ensure that the beam Jurassic pangu Jurassic reservoir stable and efficient development.

Jurassic reservoir；water flooding recovery；technical countermeasures

TE357.6

A

1673-5285（2012）07-0021-05

2012－05-13

王凯（1982-），2005年毕业于西安科技大学石油地质专业，现主要从事油田开发管理工作。