提高羅1 長8 油藏水驅效果對策研究

馬玉婷，張建娜，雷 艷，黃 勇，黃新翠，陸雪皎，李 燕，李 云

（中國石油長慶油田分公司第五采油廠，陜西西安 710200）

1 油田地質概況

姬塬油田位于鄂爾多斯盆地中部，構造上處于天環坳陷中部東側。羅1 長8 油藏為西傾單斜背景之上由差異壓實作用形成的一系列幅度較小的鼻狀隆起[1]。

羅1 長8 油藏為三角洲前緣沉積體系控制下的低滲透巖性油藏，沉積砂體以水下分流河道為主，平面上呈北西-南東條帶狀展布。平均油層厚度10.5 m，孔隙度9.32%，空氣滲透率0.57 mD，探明含油面積130.78 km2，動用地質儲量7 057.16×104t，可采儲量1 411.43×104t。

2 開發特征分析

2.1 開發現狀

羅1 區塊2007 年產建評價，2008-2011 年規模開發，采用菱形反九點注采井網，目前油井總井數1 224口，開井1 142 口，日產液水平3 082 t，日產油水平1 476 t，綜合含水52.1 %；注水井總井數444 口，開井425 口，日注水8 605 m3，單井日注20 m3；地質儲量采油速度0.71 %，采出程度7.88 %，可采儲量采出程度4.40 %。月注采比2.31，累積注采比1.87。

2.2 水驅特征

2012 年以來，水驅控制程度、動用程度穩中有升，水驅控制程度由93.5 %上升到96.2 %，水驅動用程度由70.2 %上升到71.2 %。存水率保持平穩，目前在0.88 左右，整體開發形勢穩定。

2.2.1 地層能量 羅1 區塊目前地層壓力15.41 MPa，壓力保持水平82.2 %（可對比井189 口），壓力保持水平較低，且平面分布不均。壓力保持水平低主要包括以下原因：（1）油藏邊部儲層物性差，平面非均質性強，壓力驅替系統難以建立；（2）受微裂縫及水驅優勢通道泄壓影響，優勢通道上見水井壓力保持水平高，高液高含水，側向井低產低效，壓力保持水平低，主側向壓差大；通過近幾年集中治理，2017-2018 年地層壓力保持水平由82.0 %上升到82.2 %，側向壓力驅替系統逐步建立。

2.2.2 見效特征 羅1 區塊有注水開發井1 122 口，已明顯見效828 口，見效周期586 d，見效率73.8 %，以增產穩產型見效為主，其中見效增油井398 口，見效周期651 d；見效穩定井198 口，見效周期434 d；見效含水上升井232 口，見效周期598 d。整體上東南部、西南部以增產型為主，西北部、中部見效后含水上升井較多，不見效井主要分布在邊部物性較差區及裂縫發育側向驅替未建立局部區域。

2.2.3 含水變化規律 從平面分布圖來看，西南部發育微裂縫，部分油井早期見水；西北部、中部初期低含水，隨注水時間延長，微裂縫逐步開啟，見水井增多；東南部物性較好，驅替過程中吸水剖面形態變差，逐步形成優勢高滲通道，部分井見效后呈孔隙型見水特征，含水呈東西向條帶狀分布。

3 水驅效果影響因素分析

3.1 砂體連通程度

河道側翼及交匯處砂體非均質程度較強，因砂體展布變化導致井間連通性變差，個別小層有采無注或有注無采，失去注水控制，水驅方向單一。

區塊水驅控制程度達96.2 %，但井組內平面受效不均，主側向壓差大。西南部打加密井后，發現砂體展布變化較大，精細單砂體劃分后平面注采對應性發生變化，原認識水驅控制程度偏高。

從地240-66-地241-66-地242-66 連井剖面看出，注水井地241-66 井與地240-66 單砂體連通，對應性好，與地242-66 砂體對接式接觸，注采不對應，導致地252-66 井無能量補充供液逐步變差，地240-66 井實際注水強度偏大，見效后迅速見水。

3.2 裂縫分布特征

通過巖心觀察、成像測井特征、各向異性成果圖分析及示蹤劑、水驅前緣等特殊測試動態驗證，羅1 區天然裂縫及人工裂縫錯綜復雜[2]，主要集中發育于西北部、中部及西南部長822區，微裂縫的存在增大了儲層平面及縱向非均質性，存在微裂縫的主滲流層吸水強度大，對應油井易見效見水，目前羅1 區已累計出現見水井178 口，占開井數的15.6 %，累計損失產能297 t，裂縫主側向壓差大，平面矛盾突出。

3.3 層間非均質性

根據排驅壓力、變異系數、分選系數、中值半徑等儲層物性分析，羅1 長8 儲層非均質性顯著，滲透率級差大導致層間差異大，注入井表現出吸水不均，注入形態差異大，單層存在弱吸甚至不吸，采油井單層產液差異大（見圖1）。

圖1 耿262 井巖心滲透率條形圖

3.4 層內非均質性

羅1 區水井層內吸水不均逐年加?。ú痪急?7.4 %），局部形成高滲帶，剖面動用程度低，水驅波及體積小。

3.4.1 物性夾層、泥質夾層影響 河道交匯處夾層發育，波及厚度小吸水形態變差，局部注水強度偏大，對應油井不見效小層供液逐步變差，局部強動用小層見水。

典型井組：地217-74 井組位于羅1 區塊東南部，物性較好，吸水剖面呈尖峰狀，上弱下強，對應地217-75井2018 年7 月逐步見水（含水由10.5%上升到52.0%）。通過測井圖分析，地217-74 單砂體內存在物性夾層，水井下段注水強度偏大，油井只動用下部高滲段，導致油井逐步見水。

3.4.2 滲透率級差影響 滲透率級差較大井，在長期注水沖刷下，砂巖儲層中孔喉連通性變好，局部滲透率升高形成高滲通道，剖面吸水不均凸顯，動用程度降低，對應油井見效后易見水；滲透率級差較小井，開發中保持均勻吸水，井組油井保持較低含水開發。

3.5 射孔程度

部分井砂體發育較厚，射孔程度相對較低時水驅動用程度低，對應油井砂體動用程度低，動用高滲層易見水，低滲層未得到充分開發動用。

3.6 沉積韻律及重力因素

羅1 長8 儲層屬三角洲沉積體系中的三角洲前緣亞相沉積[3]，水下分流河道是主要骨架砂體，內部具有粒度向上變細的正韻律沉積序列[4]。砂體單層厚度較大時（>10 m），籠統注水過程中，受滲透率遞變規律及重力因素影響，吸水段逐漸下移，在砂體底部形成高滲條帶即水驅優勢通道，造成局部注入水單向突進。通過示蹤劑測試顯示，注入水沿底部突進后，造成鄰井含水快速上升。

4 提高水驅效率對策研究及效果分析

針對以上造成水驅效率低的主要因素，從平面、層間、層內三大矛盾入手，結合開發動態不斷深化地質認識，開展分類治理。

4.1 精細單砂體刻畫

根據單砂體的垂向疊加和平面接觸關系，確定同一期次單一河道邊界識別標志，重新精細劃分單砂體橫向邊界。如羅1 加密區砂體平面上厚度變化大，縱向上發育不穩定，通過對比加密前后單砂體連通剖面，井間砂體連通關系更加明確。并針對有注無采、小層見水、不見效油井，合理制定油井措施，挖潛層內剩余油。

以地加239-684 井為例，劃分前認為其是一期穩定沉積，注采對應好，動用程度高。劃分后認為該砂體為四期河道疊加，部分小層注采對應變差，儲層縱向動用程度變低。

4.2 提高縱向動用程度

4.2.1 選擇性增注 根據動態監測資料，及時掌握各分注小層吸水動態，針對層間吸水不均水井及時對不吸或弱吸層開展選擇性增注措施，避免相對注入量少的小層長期達不到配注，導致單層能量虧空，而物性較好層因注入強度偏大引發油井見水，避免由地層原因導致分層注水效率低。2016-2018 年對羅1 區層間吸水不均井實施選擇性增注18 口，平均吸水厚度增加2.4 m，有效改善了剖面動用形態。

4.2.2 提高射孔程度 射孔程度低直接導致剖面動用程度低，如地197-47 井砂體厚度16.6 m，但射孔段只有8.0 m，射孔程度48.2 %，相對偏低，其吸水厚度也僅有8.0 m，即只有射開段吸水得到動用，下部砂體未有效動用。針對此類水井下步計劃實施提高射孔程度8 口，提高層內有效動用程度，均衡補充地層能量。

4.3 封堵優勢滲流

4.3.1 常規調剖調驅措施 針對高滲見水層堵水調剖可增大井底滲流阻力，有效改變注入水沿優勢層流動，提高水驅波及系數，控水增油效果較好。

PEG 高凝膠堵水調剖：2016 年在羅1 區開展先導試驗2 個井組，2017 年以來由“單井點堵水”向“區域連片堵水”轉變，截止目前實施145 個井組（正實施32個井組），見效比例28.8 %，單井日增油0.5 t，含水下降4.1 %，整體效果較好。

聚合物微球調驅：利用聚合物的黏彈性（3 個聚合物分子形成穩定的三角“架橋”）形成堵塞封堵高滲層，增大波及體積以達到提高采收率的目的[5，6]。

2017 年在西北部裂縫發育區、東南高產區試驗54個井組，見效比例37.2 %，單井日增油0.7 t，含水下降4.0 %；2018 年在西北部平面水驅不均區實施57 個井組，見效比例25.9 %，單井日增油0.4 t。從適應性來看，東南部超低滲Ⅰ類儲層開發早中期（含水40 %左右）、孔隙型見水區調驅效果較好。

4.3.2 新工藝技術試驗 分流酸化調剖：針對層內吸水不均，常規酸化效果差的問題，根據不同類型分流劑的技術特點，在羅1 區東南部局部見水、平面矛盾初顯區集中試驗在線分流酸化剖面治理技術。

2018 年實施8 口，試驗3 種分流劑（見圖2），注入剖面測試6 口，其中4 口吸水狀況明顯改善，平均吸水厚度增加1.6 m，水驅動用程度由60.6%上升到72.9%。

圖2 WS-1 液體、SA-1 顆粒、絨囊（鏡下）圖片

納米水降壓驅油試驗：采用納米水減弱水分子間的氫鍵締合、降低水分子團簇大小、降低界面張力的作用機理，使水進入常規水驅難以波及的低滲區域，從而達到降壓增注和擴大波及體積目的。

結合油藏實際開發矛盾，優選羅1 區東南部高產區三個井組（18 口油井）開展現場試驗，已于2018 年11 月9 日開注，目前正跟蹤動態下步做好試驗效果評價（見圖3）。

圖3 納米水降壓驅油機理示意圖

表活劑降壓驅油試驗：充分利用表活劑能改變體系界面性質能力的特性，對低滲透儲層巖石潤濕、毛管力、油水界面張力等都具有顯著影響、可改變低滲透儲層特殊的界面特征，針對中部注入壓力高、平面矛盾突出的特點，優選儲層連通性好、水質配伍性好、儲層中性偏親油、頻繁欠注區4 個井組（平均油壓19.5 MPa，平均分壓19.6 MPa，對應22 口油井）開展表面活性劑降壓驅油試驗，利用其降低賈敏效應帶來的附加阻力，對滯留在孔道中的殘余油啟動和運移，實現降壓驅油作用。

4.4 均衡平面采液強度

4.4.1 主向油井關停 羅1 中部裂縫發育區，見水時間早且呈多方向性，見水井占比16.4 %、采出程度低5.8 %，水驅效率低，堵水調剖效果不理想，治理難度大，近幾年已主向關停14 口，區域地層能量逐步恢復，由16.15 MPa 上升到16.21 MPa。

4.4.2 側向油井引效 在前期PEG、微球等調剖調驅均衡滲流基礎上，側向驅替逐步建立，在中部裂縫發育區開展側向引效低產井連片治理32 口，低產井平均單井產能由0.30 t 上升到0.83 t，低產井井數由70 口下降到61 口，低產低效井占比由29.7 %下降到25.7 %，治理效果較好。

4.4.3 水淹井轉注 針對裂縫見水堵水調剖無效、側向井供液逐步變差、井組內存在水井注入壓力高欠注、區域壓力保持水平低的情況，在羅1 中部裂縫見水區轉注水淹井4 口，形成排狀注水，日減少無效采出量32 m3，轉注后效果較好，見水區主側向壓差由2.4 MPa下降到1.5 MPa，實施區域壓力保持水平由68.3 %上升到86.7 %，壓力分布更趨均衡，自然遞減由10.1 %下降到1.5 %，采油速度提高0.02 %。下步優選小層與周圍井對應性良好的13 口水淹井進行轉注，補充地層能量。

5 結論

（1）精細單砂體刻畫可使井間砂體連通關系更加明確，并根據注采對應關系，制定單砂體補孔、優化注水強度等針對性措施，建立有效驅替。

（2）PEG 高凝膠堵水調剖、聚合物微球調驅等措施可有效封堵優勢滲流，均衡平面水驅及能量分布。PEG高凝膠調剖對爬坡壓力要求較高，調剖體系仍需進一步優化；聚合物微球在超低滲Ⅰ類儲層開發早中期、孔隙型見水區適應性較好。

（3）分流酸化調剖等新工藝技術，可有效改善近井地帶剖面動用情況，實現了注入水由高滲通道指進轉變為均勻推進。

（4）主向井控液可有效減緩地層泄壓，側向驅替建立后壓裂引效增油效果較好，可有效降低低產井比例，提高采油速度，是改善開發效果的有效手段。