中高含水率期油藏薄互層狀剩余油動用技術

沈煥文，馬云成，李金國，牛金玲，王艷玲，賀艷玫

（1.中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006；2.中國石油長慶油田分公司第四采油廠，陜西靖邊 718500）

1 中高含水率期油藏開發特征

1.1 含水率上升加快，采油速度遞減加大

注水開發油藏經過長期注水沖刷形成水流優勢通道，注水易沿著高滲帶或裂縫單向突進，從A 油藏不同含水率開發階段檢查井油水兩相相滲曲線變化特征對比看（圖1），對比水驅前束縛水飽和度由原始的34.1%上升到中高含水率期的39.5%，殘余油含水飽和度由68.0%上升到74.4%，油水兩相滲流區間變得更窄，等滲點含水飽和度由原始的54.4%上升到61.2%，且持續向右偏移，說明水相相對滲透率上升加快，油相相對滲透率快速下降，儲層向親水轉變。在油藏開發中表現為當可采儲量采出程度超過70.0%后（圖2），綜合含水率快速上升，斜率增加，地質儲量采油速度呈直線型下降，油藏控水穩油難度加大，最終采收率偏低。

圖1 不同含水率開發階段檢查井油水兩相相滲曲線對比圖

圖2 可采儲量采出程度與地質儲量采油速度、綜合含水率圖

1.2 水驅矛盾愈加突出，有效驅替減弱

從A 油藏吸水剖面統計看（表1），受儲層非均質性影響，隨著注水時間延長，吸水不均比例增加，均勻吸水比例由低含水率期的55.6%下降到30.6%，尖峰狀/指狀吸水比例由20.2%上升到38.2%，小層不吸水比例由24.2%上升到31.2%，導致注水沿著高滲帶單向突進特征愈加明顯，油井含水率上升速度加快，水驅油效率下降。

表1 A 油藏不同含水率開發階段吸水特征變化對比表

從試井特征看，驅替不均特征明顯，試井模型由復合模型向均質轉變，儲層解釋滲透率呈對數級增加，表明隨動態縫逐漸開啟，多向滲流能力增強，油井動態表現為多方向見水。同時數值模擬顯示，從中低含水率期到高含水率期，注水縫延伸速度明顯加快，且單向突進的特征更加明顯，水驅波及范圍明顯縮小。

2 薄互層狀剩余油受控因素及特征

2.1 受物性影響注水單向突進，未動用低滲層段

受儲層物性影響，縱向上物性好、注采連通性較好的小層吸水能力強導致強水洗特征明顯，從A 油藏典型檢查井巖心描述水洗狀況與測井解釋物性對比看（圖3），物性最好的層段強水洗僅占20.0%左右，次之為中水洗占30.0%左右，物性較差層段呈弱水洗或未水洗，占比達到30.0%～40.0%。縱向剩余油呈現米-厘米級規模相間分布，主要集中在低滲帶、弱水驅層段或隔夾層遮擋部位，剩余油仍然較富集。

圖3 A 油藏中高含水率期典型檢查井巖心描述縱向水洗狀況與儲層物性關系圖

從統計歷年65 口井剩余油測試結果看（表2），儲層物性較好、相對高滲層段強水洗特征明顯，占比27.1%，中水洗占比36.7%，弱水洗和未水洗占比達到45.2%，剩余油飽和度50.0%左右，說明縱向強水洗層僅為物性較好注水單向突進的部分層段，大部分層段剩余油仍然較多，挖潛潛力仍較大。

表2 歷年動態監測剩余油測試水洗程度對比表

2.2 單砂體注采不對應，注水未波及層段

A 油藏一次井網水驅儲量采出程度達到23.2%，綜合含水率69.2%，已進入中高含水率開發階段，通過單砂體二次刻畫結果顯示，注采不對應層段達281 個，其中有注無采層段165 個，有采無注層段116 個，各單砂體水驅控制儲量差異明顯且控制程度下降，整體水驅儲量控制程度由劃分前的96.8%下降至劃分后的84.0%，說明縱向上受儲層非均質性影響，各單砂體的動用程度不均，還有大部分的剩余儲量未被驅替[1-3]。

3 薄互層狀剩余油動用技術應用

在單砂體剩余油精細刻畫的基礎上，通過注采結構優化調整、微球調驅及氣驅提高采收率技術挖潛，有效改善了驅替效果，A 油藏水驅儲量控制程度由89.3%上升到98.1%，水驅儲量動用程度由65.6%上升到69.1%，階段遞減由14.7%下降到10.5%（圖4），增加了低滲層剩余油動用程度，含水率與采出程度關系曲線向提高采收率方向偏移，預測提高采收率3.00%，實現了中高含水率期油藏持續硬穩產。

圖4 A 油藏歷年主要開發指標變化曲線

3.1 注采結構優化完善技術

3.1.1 補孔/分注 特低滲油藏受縱向非均質性影響，滲透率級差越大水驅儲量動用程度越低，通過分層注水能夠有效降低滲透率級差對吸水能力的影響，進而提高低滲層的水驅儲量動用程度。因此，根據物性特征結合單砂體刻畫成果及剩余油分布特征，2020-2022 年，針對單砂體有采無注的注水井實施補孔單砂體41 個層段，射開程度由45.2%上升到67.9%，水驅儲量控制程度由89.3%上升到98.1%，水驅儲量動用程度由65.6%上升到69.1%；針對單砂體注采對應但吸水不均的注水井實施層內分層注水126 口，分注率由16.4%上升到61.8%，53 口可對比井水驅儲量動用程度由66.6%上升到70.6%，如典型井補孔分注前后吸水剖面結果看，低滲層開始啟動吸水，高滲層吸水不均變為均勻，單向注水突進問題得到有效改善[4]。同時，在注水井分層注水基礎上注重配套注水政策的優化調整，通過突出高滲層控制注水量、中滲層穩定注水量、低滲層增加注水量的分層注水政策調整思路，吸水剖面測試顯示，高滲層強吸水層段吸水強度由7.88 m3/（d·m）下降到4.51 m3/（d·m），低滲層不吸水/弱吸水層段吸水強度由0.61 m3/（d·m）上升到3.26 m3/（d·m），新增見效井162 口，近三年累計增油達到2.12×104t，低滲層段剩余儲量有效動用。

3.1.2 補孔壓裂 根據儲層特征及單砂體剩余油分布特征，在采油井剩余油挖潛中堅持“控水增油”的思路，對隔夾層較發育低滲層剩余油采取控水提產、對高滲層與低滲層相間分布的低滲剩余油采取堵水增油的差異化改造技術，近兩年，實施油井補孔暫堵壓裂、封堵原層補孔壓裂共64 口，措施有效率92.2%，井均日增油1.04 t，累計增油2.07×104t，剩余油挖潛效果顯著。

3.1.3 側鉆加密 針對油層厚度穩定、剩余油富集的低滲層段，實施開窗側鉆、加密調整措施挖潛剩余油，2021-2022 年共實施側鉆加密油井13 口，有效率84.6%，井均初期日產油2.42 t，含水率51.9%，累計增油1.189 4×104t，增加可采儲量78×104t，預測提高采收率0.14%。

3.2 微球調驅改善水驅技術

納米微球在油層中具有封堵、變形、運移、再封堵的特性，能夠有效封堵高滲層或裂縫等優勢竄流通道，啟動低滲部分未動用的剩余油，有效改善地層的非均質性[5]。A 油藏中高含水率期實施大劑量長周期納米微球調驅，注入2.2 個月后見效，油井見效比例85.6%，其中凈增油型占比33.4%，控水降遞減型占比52.2%，年對年自然遞減由注入前的14.98%下降到0.23%，含水率上升率由4.5%下降到-2.1%，實施微球調驅實際采油速度較常規水驅遞減采油速度提高0.38%（圖5），階段累計增油達到1.85×104t，階段累計降水2.32×104t，提高采收率趨勢良好，預測增加可采儲量15.71×104t，采收率提高3.50%。

3.3 氣驅提高采收率技術

空氣泡沫驅提高采收率技術具有泡沫封堵高滲層段，氣體擴大低滲層波及體積的雙重作用效果，A 油藏通過近十一年的現場試驗，效果顯著，從測試吸氣剖面看，氣相主要位于物性較差的油層頂部，相對吸入比約為80%，油水相位于油藏底部，泡沫液相對吸入比約為70%，說明泡沫液優先封堵底部高滲層，氣體上浮驅替了頂部低滲層剩余油，縱向上低滲層動用程度增加32.9%，通過提高氣液比參數優化[6]，試驗區綜合含水率凈下降6.1%，波及系數由0.56 上升到0.62，預測最終采收率提高10.21%。

4 結論及認識

（1）受儲層非均質性及單砂體注采不連通影響，薄互層狀剩余油主要分布在低滲層、注采不連通層段及隔夾層遮擋層段，呈現米-厘米級薄互層狀規模相間分布，這部分剩余油是中高含水率期提高采收率挖潛的潛力。

（2）低滲透油藏由于沉積環境及非均質性影響，在單砂體內部水驅不均勻，中高含水率期仍有大量剩余油富集于主力厚油層內，因此，精細單砂體內部“建筑結構”刻畫是中高含水率摸清剩余油的主要手段。

（3）立足一次井網，完善單砂體注采對應，配套分層注水、深部調驅為一體的精準調控技術是中高含水率期油藏挖潛剩余油、增加可采儲量、實現控水穩油的核心。

（4）以空氣泡沫驅為主的氣驅提高采收率技術對中高含水率期薄互層狀剩余油驅替效果顯著，技術適應性強，預測最終采收率提高10.21%，氣驅技術是下步低滲透油藏中高含水率期提高最終采收率的發展方向。