姬塬油田Y214油藏剖面治理技術應用與效果分析

唐金成，王飛，鄧海星

（長慶油田分公司第八采油廠吳定采油作業區，西安710021）

1 油藏概況

Y214 油藏位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡中段西部，主要發育水下分流河道和分流間灣微相，地質特征表現為：①儲層厚度薄（平均厚度11.7m）、物性差（滲透率0.82×10-3μm2，孔隙度11.9%）、油藏壓力系數低（平均0.78），屬于鄂爾多斯盆典型超低滲透“三低”油藏；②資源平面分布廣，縱向疊合發育小層多，縱向跨度大，橫向變化快，砂泥巖互層，非均質性強，成藏受巖性控制；③天然裂縫發育，初期改造普遍采取壓裂造縫，注水開發后，水驅復雜，平面、層間、層內矛盾突出[1]。

Y214 油藏油井271 口，日產油水平257t，單井產油1.11t，綜合含水56.5%；注水井總井99 口，日注水平1861m3，單井日注21m3，月注采比2.5，累注采2.39。

2 注水開發過程中存在的問題

2.1 層間非均質性強，部分井吸水不均

鄂爾多斯盆地長4+5—長6 主要為三角洲沉積體系，儲層巖性為巖屑長石砂巖、長石砂巖、長石巖屑砂巖、混合砂巖及巖屑砂巖，儲層非均質性強，小層之間滲透率極差達到640，小層內部滲透率極差達到989，為不均質—極不均質儲層。由于儲層非均質性，部分注水井出現尖峰狀吸水、個別層段不吸水或吸水不均現象。

2.2 水驅規律復雜，油井見水呈多向性

Y214 油藏水驅規律復雜，見水方向呈多向性，因開發層位較多，見水方向及層位難以判斷，注水調控難度較大。統計區塊見水油井15 口，7 口井表現為多方向見水，占比46.7%，控水難度較大。通過注水調整，初步判斷出NE41.3°、NE108.7°方向兩種優勢見水方向，平均推進速度0.45m/d。

3 剖面治理方法

3.1 區域連片調剖

3.1.1 PEG 凝膠調驅機理

PEG 單相凝膠具有粒徑小（100～300 微米），分散性好，注入性好，抗溫耐鹽強度有效增強等優點。通過PEG 凝膠注入地層后吸水膨脹，吸附和物理堵塞等作用封堵注入水優勢通道，改變液流方向來調驅。

3.1.2 現場應用效果分析

利用IPI 決策、動態驗證識別、示蹤劑監測三項驗證技術，重點對油藏裂縫性、局部高滲帶注入水突進特征明顯區域，開展PEG 凝膠連片調剖40 井次，從統計PEG 凝膠調驅效果來看，實施區剖面吸水情況明顯改善，累計增油1425 噸，累計降水2142 方，調剖效果較好。

3.2 聚合物微球驅

3.2.1 聚合物微球調驅機理

聚合物微球顆粒，初始粒徑小，易運移到地層深部，通過吸水緩慢膨脹、彈性變形和自膠結能力，在儲層深部滯留降低高滲層滲透率（封堵），降低高滲水流速度、改變壓力場分布，進而改變滲流場、擴大地層深部波及體積，達到改善水驅的目的，提高采收率[2]。

3.2.2 現場應用效果分析

2017年在Y214 油藏83 個井組開展聚合物微球試驗，粒徑100nm，注入濃度0.2%～0.3%，累計注入微球627.82t，根據實施情況，從實施聚合物微球調驅井組注采兩端生產動態資料進行效果分析評價。

聚合物微球調驅前后注水井井口壓力平均上升0.2MPa，聚合物微球調驅井措施后吸水剖面厚度平均增加1m，水驅動用程度由73.5%提高到74.3%，提高了0.8%，水驅控制程度保持穩定，注入端水驅指標趨向變好。

通過分析151 口可對比井生產情況，控水增油效果顯著，階段遞減由12.1%降至10.1%，含水上升率由0.5 降至-6.76，累計增油4320t，累計降水3744m3。

4 結論

①姬塬油田Y214 油藏縱向疊合發育層系多，儲層物性差，屬于典型的超低滲透油藏，水驅差異明顯，開發過程中主要矛盾是非均質性較強，導致部分注水井層間吸水不均，影響區塊整體開發效果。

②Y214 油藏中尖峰狀吸水及水淹井判斷來水方向后，通過實施連片調剖，可改善注水吸水剖面情況，降低油井含水，恢復單井產能。

③Y214 油藏聚合物微球調驅控水穩油效果顯著，建議在該油藏繼續實施聚合物微球調驅，提高油藏采收率。