五里灣X1 油藏如何提高采收率

楊小鵬，謝依祎，張佳磊，佘繼完，劉小平，李曉強

（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

1 油藏地質特征

靖安油田五里灣X1 油藏以巖性油藏為主，位于鄂爾多斯盆地一級構造單元陜北斜坡的中東部，為一平緩的西傾單斜（傾角小于1 度）背景上發育的多組軸向近東西向的鼻狀隆起構造，儲層為湖成三角洲沉積，油藏構造比較平緩，坡降小，鼻隆的起伏形態和傾沒方向與斜坡傾向近于一致，與上傾方向巖性致密帶或泥巖相匹配，形成了良好的圈閉條件，對油氣運移和聚集具有一定的控制作用。

X1 油藏儲層巖石顆粒細小，加之成巖后生作用，儲層孔喉細微，物性差，平均孔隙度11%～13%，滲透率（1.0～2.0）×10-3μm2。原始地層壓力低，地飽壓差小，天然能量貧乏，天然裂縫發育，但在地層條件下呈閉合狀態。

2 X1 油藏開發現狀分析

五里灣X1 油藏位于靖安油田，開發層位為三疊系延長組X1 油層，屬典型的“三低”油藏。1997 年開始規模開發，先后經歷了快速建產期、低含水率穩產期、中含水率穩產期、中高含水率遞減期，目前，綜合含水率72.5%，已進入中高含水率開發期，地質儲量采出程度25.4%，可采儲量采出程度100.08%。

目前油井開井331 口，日產液1 159 m3，日產油328 t，含水率70.2%，采出程度25.4%，采油速度0.45%；注水井開井148 口，日注3 348 m3，單井日注23 m3，注采比2.57，注水強度1.56 m3/（m·d）。隨著開發進入中后期，油藏遞減逐步增大，近三年月均遞減5.1 t，月度遞減率1.12%。

自2009 年起，隨著注入強度提升，壓力保持水平持續上升，2017 年壓力保持水平達到125.4%，后期通過合理注水政策調整，壓力逐步下降，目前趨于油藏合理壓力保持水平范圍（90%～110%）。

試驗區一次井網完善后，水驅動用程度43.8%；2011 年加密井投產后，實施補孔、分注、調剖等措施，水驅動用程度由43.8%上升到49.6%，近年來加大水驅治理工作，實施補孔分注、酸化調剖、水驅調剖、微球驅、空泡驅等措施，水驅動用程度由49.6%上升到65.3%。但因儲層物性原因，X121層物性明顯好于X112層，導致注水沿優勢方向突進，吸水下移，吸水厚度變薄，尖峰吸水、指狀吸水及不吸水現象仍然存在。

X1 油藏開發預測最終采收率達到25.00%，自2010年以來，隨著X1 油藏的采出程度越來越高，達到25.33%，遠超過預測最終采收率，采油速度逐年下降，由1.21%下降到0.81%再下降到0.45%。如何提高最終采收率是目前技術攻關的方向。

3 提高采收率技術潛力研究及應用

針對X1 油藏隨著采出程度越來越高，采油速度逐年下降以及因儲層物性原因，導致注水沿優勢方向突進，吸水下移，吸水厚度變薄，尖峰吸水、指狀吸水及不吸水現象仍然存在等問題。從根源著手，實施微球驅、空泡驅等各項措施，開展剖面治理，均勻水驅，控制含水率上升速度[1]，最終提高采出程度。

X1 油藏目前綜合含水率72.5%，采出程度25.4%，真正意義上的進入雙高階段，油藏共分為6 個管理單元，每個單元開發現狀及矛盾均有所不同，且地下縫洞內部結構和油水關系復雜，導致提高采收率十分困難；為突破此項瓶頸，探索了適用于該油藏的多種提高采收率技術，截至目前，動態采收率提高2.4%，多項技術已逐步成熟并實現規?；瘧?，注采井網調整技術處于試驗研究階段。

3.1 聚合物驅油技術實施情況

目前X1 油藏除南部及空泡驅，其余部位基本實現全覆蓋，正常注入77 井組（包括北部轉注井、不含柳U1 套破停注）。

扣除措施及北部井，微球見效率86.1%，其中增油型27 口（31.4%），降遞減型47 口（54.7%），無效井12口（13.9%）。

3.2 注氣驅油技術實施情況

A 區15 注63 采：總井數15 口，實際注入14 口，目前按正常參數注入，單井日注液10～12 m3，單井日注氣25～30 m3，氣液比2.5∶1.0～3.0∶0，注采比2.96，累計注入0.269 4 PV，在南部開展微球+純注氣4 井組試驗。

F 區7 注34 采：總井數7 口，實際注入7 口，目前按正常參數注入，單井日注液10 m3，單井日注氣30～35 m3，氣液比3.0∶1.0～3.5∶1.0，注采比2.15，累計注入0.154 9 PV，完成方案設計的38.73%。

自2020 年來泡沫輔助減氧空氣驅突出精細基礎、合理注入參數、驅替規律三項研究，開展差異化調整，著力攻關微球+純注氣、氣驅分注兩項試驗，試驗井組階段遞減由14.8%下降到3.3%，含水率上升率由1.0%下降到-2.1%，動態采收率提高2.8%。

3.3 注采井網調整技術實施情況

在注采系統調整論證的基礎上，確定試驗區原井網角井轉注13 口，將菱形反九點井網調整為五點注水井網、油水井數比由3.0 下降到1.0，井排距（480×165 m）及井網密度（12.6 口/平方千米）保持不變；目前轉注已全部完成。

目前單井日注18 m3，對應油井動態上表現為液量、液面上升、油量上升，已初步有見效特征，月度遞減由0.42 t 下降到-0.30 t，但受轉注井改造參數大影響，個別井含水率上升，月含水率升幅由0.10%上升到0.23%。區域目前開井24 口，其中無效型2 口，占比8.3%，增油型4 口，占比16.7%，降遞減型18 口，占比75.0%，總體見效比例91.7%。

3.4 不穩定注水技術實施情況

針對B 區塊非均質性強、隔夾層發育、穩定注水見效差的情況，試驗性開展強弱交替式周期注水，通過周期的改變注水量和注水壓力，改善滲流能力，提高水驅油效率。目前已實施半周期為15 d 的強弱式交替注水15 井組，根據采出端動態來看效果較好。

3.5 精準堵水技術實施情況

在聚合物驅油的作用下，大部分注水井吸水剖面得到明顯改善，但仍有部分井組因非均質性強導致吸水剖面狀況較差，截至8 月底，X1 油藏共計實施3 口精準堵水調剖。

根據調剖前后定點壓降測試井1 口（AA），從解釋結果看，調驅后優勢通道得到一定封堵，探測半徑由364 m 下降到288 m；根據調剖前后吸水剖面9 口對比井結果來看，水驅動用程度由52.9%上升到61.8%。

4 結論及認識

4.1 聚合物驅油技術

（1）綜合分析，含水率＞80%效果最好，見效特征主要表現為液量下降，含水率下降，油量上升；含水率＜40%見效比例下降，說明微球驅對高含水率井封堵效果較為明顯。

（2）注入壓力上升＞0.8 MPa 效果最好，見效特征主要表現為液量穩定，含水率下降，油量上升；壓力下降，井組液量下降，含水率穩定，效果相對較差。

（3）地層壓力保持水平100%～110%井見效比例高，隨著壓力保持水平上升，措施效果逐漸變差。

（4）對比實施前后，微球驅“控含水、降遞減”效果較為明顯，為中高含水率階段提高采收率的主要技術手段。

4.2 注氣驅油技術

（1）注入第一階段：整體注入后控制含水率及擴大波及作用明顯，實現凈增油。

（2）注入第二階段：停注氣后發泡不充分、封堵調堵效果變差含水率上升，復注后氣液比優化至1.5 左右含水率得到有效控制。

（3）注入第三階段：藥劑供應不足，發泡性及穩泡能力下降，含水率上升，加藥后氣液比優化至1.8 左右含水率得到一定控制。

（4）注入第四階段：開展大氣液比試驗探索，實施大氣液比（3.0∶1.0）試驗以來，含水率均得到有效控制，尤其是近兩年含水率呈下降態勢，后期調整方向以注氣為主、注液為輔。

4.3 注采井網調整技術

（1）通過將菱形反九點井網調整為五點注水井網、油水井數比由3.0 下降到1.0，對應油井已初步有見效特征，月度遞減由0.42 t 下降到-0.30 t。

（2）總體吸水形體以上翹型為主（8 口），但吸水指數第一段K 值較大（70.4），從3 口可對比井吸水指數來看，通過注水調整，吸水指數逐步變小，趨于合理。

4.4 不穩定注水技術

針對B 區塊非均質性強、隔夾層發育、穩定注水見效差的情況，試驗性開展強弱交替式周期注水，通過周期的改變注水量和注水壓力，改善滲流能力，提高水驅油效率。

4.5 精準堵水技術

（1）在聚合物驅油的作用下，大部分注水井吸水剖面得到明顯改善。

（2）調驅后優勢通道得到一定封堵，水驅動用程度提高。