超低渗透油藏改善水驱效果技术研究

吉子翔，路存存，胡方芳，杨伟华，姚莉莉

（中国石油长庆油田分公司第九采油厂，宁夏银川 750006）

1 超低渗透油藏概况

1.1 油藏特征

超低渗透油藏是指地面空气渗透率小于1.0 mD的油藏；主力开发层系为长4+5、长6、长8层；与低渗、特低渗透油藏相比，具有五个方面特征：

（1）沉积复杂：以三角洲前缘、浅湖沉积为主，水下分流河道沉积微相，水动力弱，砂岩颗粒细。

（2）源储共生：靠近湖盆中心，紧邻优质烃源岩，具有自生自储或近源充注优势，利于大面积成藏。

（3）岩性致密：对比低渗与特低渗，储层非均质性增强，物性逐渐变差。

（4）天然裂缝发育：以高角度构造缝和微裂缝为主，在改善储层渗流能力的同时，增加了注水开发的复杂性。

（5）非达西渗流特征明显：随着渗透率的降低，启动压力梯度急剧上升，渗流阻力进一步加大，难以建立有效压力驱替系统。

1.2 开发概况

截止目前，超低渗透油藏共有油井2 251口，开井1 757口，日产油1 559 t，单井产量0.69 t，含水43.0%，地质储量采油速度为0.50%，地质储量采出程度4.64%。注水井720口，开井588口，日注水平13 926 m3，单井日注 24 m3，月注采比4.44。

2 开发面临的主要问题

2.1 储层物性差，有效驱替压力系统难以建立

超低渗透主力油藏地层压力系数小于1（介于0.6～0.8），自然能量不足，多数靠弹性和溶解气驱采油，油藏初期产能递减快（32.7%）；储层物性差，导致启动压力梯度大，渗流阻力加大，有效驱替压力系统难以建立。

2.2 压力平面分布不均，油藏局部连片低压低产

油藏整体压力保持水平较低，仅为89.4%，且压力平面分布不均；W410南部、G83西部、G271南部等油藏部位注水见效程度较低，注采压差逐年增大，油井连片低压低产。

2.3 平面、剖面水驱矛盾突出

通过近年来剖面治理，主力油藏水驱动用逐步提升，但均匀吸水比例仍较低仅41.9%，重点油藏W410、G271等受动态裂缝开启影响，水驱波及体积低，油藏见水矛盾突出。

2.4 采油速度低，水驱效率差

主力油藏采出程度在3%～5%时，含水已达到30%～40%，部分区域在低采出阶段进入中高含水期，驱油效率低；目前超低渗透油藏整体采出程度为4.64%，采油速度为0.50%，高含水与低采出的矛盾突出。

图1 G83区单砂体平面分布图

3 水驱治理技术研究

针对超低渗透油藏注水开发的主要矛盾，从油藏地质特征、裂缝变化规律、水驱开发规律研究入手，深入剖析影响水驱效果的主要因素，有效地开展了精细注水调整、深部调剖、微球调驱、加密调整、空气泡沫驱等改善水驱技术，水驱动用、压力保持稳步上升，水驱治理技术体系逐步完善[1-3]。

3.1 油藏地质特征研究

3.1.1 精细单砂体刻画 按照沉积模式指导，结合韵律特征，精细刻画砂体内部构型，研究单砂体平面与纵向分布，落实储层内部单砂体的叠置关系及连通性，为指导油藏注采调整及剩余油挖潜提供地质依据。取得了三个方面的认识：（1）超低渗透油藏单砂体叠置关系以叠加式、分离式为主，单砂体垂向连通性差；（2）主力层单砂体水驱储量控制程度为82.7%，多以单向、双向水驱为主，占比79.8%；（3）注采不对应主要包含有注无采、有采无注和注采均未射开三种类型，通过提高单砂体射开程度和完善单砂体注采对应，能够有效动用储层生产潜力（见图1）。

3.1.2 储层非均质性研究 受沉积影响，超低渗透油藏渗透率突进系数较大，平面上水驱优势方向受控于物源和裂缝，顺物源方向波及范围大，注入水易沿孔渗高值方向突进，裂缝侧向不受效表现为低产。通过对岩心分析表明，长6层、长8层储层高渗段发育，注入水沿高渗段突进易造成局部储层见水。

3.1.3 剩余油分布规律研究 结合动静态资料，利用数值模拟研究和动态监测资料，明确剩余油分布规律；平面上油藏整体采出程度较低，剩余油饱和度较高；剖面上剩余油呈“互层式”分布，主要分布于物性相对较差，注入水仍未波及区域和油井射开程度低、水驱储量动用程度低的区域。

2.1 一般资料 两组患者在性别比、年龄、体重等方面比较统计均无显著性差异（P＞0.05），见表1。两组患者喉罩置入与气管插管均为1次性成功。

3.2 裂缝变化规律研究

3.2.1 开发过程中产生了多方向裂缝 受天然裂缝及压裂缝影响，部分油藏开发过程中产生了多方向裂缝。如：G271 长 8 油藏裂缝方位为 NE66.8°～75°，微地震监测表明，压裂缝走向为 NE110°和 NE35°～49°。

3.2.2 注入压力升高导致裂缝开启及延伸 超低渗透孔喉细小，基质渗流速度慢，在目前井网形式、注水模式及储层物性下，为了满足注水量，必然不断提高注水压力，随着孔隙压力增加，降低了破裂压力或延伸压力，为裂缝扩展提供了条件。随着裂缝的开启、延伸和沟通，注入水沿裂缝窜进，降低了油层纵向上的动用程度及平面上的水驱波及系数，严重影响了油藏后期的开发效果。

3.3 水驱开发规律研究

3.3.1 渗流特征变化 对超低渗透油藏123口井试井曲线特征、渗流特征进行解释对比分析；结合单井及油藏动态特征，总结出五种渗流变化规律，为指导下步注采调整奠定了基础（见表1）。

3.3.2 压力变化特征 随着渗透率的降低，启动压力梯度急剧上升，渗流阻力加大，导致压力恢复速度低，注采压差呈“开口型”，压力保持水平低。受裂缝发育影响，裂缝主侧向注水受效不均，主向油井见效、见水快，侧向不见效、压力保持水平低，主侧向压差大，局部井网适应性较差。

3.3.3 含水变化特征 油藏投产初期含水上升快，随着采出程度增加，含水上升率增大。裂缝不发育油藏：油井见水后，含水变化曲线为凹型，含水上升缓慢，凹度越大，水驱越均匀，低含水期越长。裂缝发育油藏：油井见水后，含水变化曲线为凸型，含水上升快，凸度越大，裂缝水驱特征越明显，低含水期越短。

表1 超低渗透油藏试井曲线特征变化分析表

随含水率上升，采液采油指数下降，进入高含水期后，长6和长4+5油藏采液指数有所上升，长8油藏没有明显的上升，低含水期采液采油指数下降快；同一含水阶段长6油藏采液采油指数最高，其次是长8油藏，长4+5油藏最小；延长初期低含水采油期至关重要。

3.4 改善水驱技术对策及效果

针对影响水驱的主要因素，坚持“避缝”向“控缝”、“利用缝”转变；强采强注向合理注采转变；井网优化调整与精细注采调控并重；最大限度提高低、中含水期的采出程度。

3.4.1 精细注水调整 受储层物性差影响，高注采比区域逐年增多，注水压力或注水强度过大会加剧储层的动态非均质性，造成基质水窜。

主要做法：一是根据注采动态反应，结合油藏工程、数值模拟、矿场统计方法，优化了三叠系不同油藏注水技术政策，确定压力保持水平在90%～110%开发水平最高，长4+5油藏注采比4.6，长6油藏4.2～5.0，长8油藏2.1开发最佳。二是针对常规注水调整水驱效率下降，结合油藏见效程度、水驱效率高低等特征，在G271、W410等水驱敏感和裂缝发育油藏，开展周期注水试验，通过注水量的改变造成地层压力的重新分配，使常规水驱滞留的原油得到动用，提高水驱采收率；形成了适应于超低渗透油藏的多种周期注水模式。3.4.2 规模推进堵水调剖 针对平面、剖面水驱不均，通过渗流规律、含水变化规律、油水对应关系研究成果，坚持堵、调、驱相结合，将堵水调剖打造成超低渗透油藏稳产的核心技术，不断完善、扩大微球调驱；提高水驱效率。调剖以“交联聚合物冻胶+体膨颗粒”体系为主，微球调驱应用小粒径微球（100 nm～300 nm），总体坚持“小排量、多段塞、大剂量”的体系，同时开展PEG凝胶、污泥调剖等新技术试验，不断提高调剖、调驱体系的适应性，提升治理效果。通过实施G271长8、W410长6油藏递减、含水率大幅度下降，油藏整体开发形势变好（见图2、图3）。

图2 G271含水与采出程度曲线

图3 W410含水与采出程度曲线

3.4.3 加密调整技术 注水开发中一次井网对储量的控制程度较低，裂缝性主向见水、侧向不见效等矛盾导致注水受效程度低；同时合层开发油藏层间干扰大，油井产能未发挥；全力推动井网、层系调整是改善油藏水驱效果的有效途径。

3.4.3.1 开展转变井网方向加密试验 针对G271油藏原井网适应性较差，2014年开始采用菱形反九点、矩形反九点井网在油藏中北部实施加密调整，部署油井84口，初期产能1.84 t/d，目前产能1.05 t/d。通过实施，加密区主侧向压差明显下降，平面压力分布趋于均衡；加密区采油速度由0.8%上升到1.5%，动态预测阶段采收率由19%上升到21%。

3.4.3.2 合层开发区域实施层系调整 针对G83油藏合层开发，层间干扰大的问题，在前期开展动态分析、水驱检查的基础上，2018年开展层系调整试验，投产调整井16口，平均日产油1.94 t。通过实施，主力层长4+522-2层水驱波及系数由0.35上升到0.65，水驱控制程度由85.2%上升到98.6%；区域采油速度由之前的0.30%提高至0.52%，对比2014年，产量递减的趋势明显改善，预测水驱采收率提高4.2%，增加可采储量27.04×104t；实现了油藏的持续稳产。

3.4.4 空气泡沫驱技术 空气泡沫驱兼具气驱和泡沫驱的优点，可边调边驱。针对耿271区加密后，部分区域平面矛盾依然突出、有效驱替体系统难以建立，首次在耿271区长8油藏裂缝发育区开展5注26采空气泡沫驱试验，评价超低渗透空气泡沫驱适应性。通过一年多的实施，对比注气前，注气井组月度递减由0.9%下降到0.4%，侧向可对比井3口，压力保持水平由78.6%上升到80.2%，压力恢复速度由0.72 MPa/100h上升到0.90 MPa/100h；地层能量恢复速度加快，平面能量分布进一步合理。

4 结论与认识

通过对超低渗透油藏基础性研究，从储层、裂缝等方面综合分析，明确了影响油藏水驱效果的主要因素和水驱的主要特征：

（1）储层非均质性强、高渗段发育，注入水沿高渗段突进造成局部储层水洗；单砂体注采连通性较差，一次井网对主河道砂体控制程度较低；油藏整体采出程度较低，平面、剖面剩余油富集。

（2）天然裂缝发育，随着注入压力的逐步升高，前期闭合的天然裂缝的开启以及新裂缝的产生并不断延伸扩展，使得储层渗流能力增大，造成沿裂缝方向水淹和水窜。

（3）油藏压力恢复速度低，注采压差呈“开口型”，受裂缝发育影响，主侧向压差大，局部井网适应性较差；随含水率上升，采液采油指数下降，延长初期低含水采油期至关重要。

完善超低渗透油藏改善水驱效果技术系列，对于油田持续稳产具有战略性的指导意义：

（1）通过生产动态和数值模拟的系统分析，优化了不同油藏注采参数，形成了适应于超低渗透油藏的多种不稳定注水模式，能够有效控制动态裂缝延伸，逐步建立有效的压力驱替系统。

（2）堵水调剖、微球调驱能有效改善“三大矛盾”，控制或降低含水，是改善超低渗透油藏水驱效果的核心技术。

（3）加密调整提高了对储层的控制和动用程度，改变了一次井网下的水驱方向，扩大了水驱波及范围，加密区开发效果明显改善。

（4）空气与水相比可以进入更小的孔隙喉道，从而启动更低渗储层，扩大波及体积；空气泡沫驱在超低渗透油藏具有一定的可行性。