五里湾X1 油藏如何提高采收率

杨小鹏，谢依祎，张佳磊，佘继完，刘小平，李晓强

（中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川 750006）

1 油藏地质特征

靖安油田五里湾X1 油藏以岩性油藏为主，位于鄂尔多斯盆地一级构造单元陕北斜坡的中东部，为一平缓的西倾单斜（倾角小于1 度）背景上发育的多组轴向近东西向的鼻状隆起构造，储层为湖成三角洲沉积，油藏构造比较平缓，坡降小，鼻隆的起伏形态和倾没方向与斜坡倾向近于一致，与上倾方向岩性致密带或泥岩相匹配，形成了良好的圈闭条件，对油气运移和聚集具有一定的控制作用。

X1 油藏储层岩石颗粒细小，加之成岩后生作用，储层孔喉细微，物性差，平均孔隙度11%～13%，渗透率（1.0～2.0）×10-3μm2。原始地层压力低，地饱压差小，天然能量贫乏，天然裂缝发育，但在地层条件下呈闭合状态。

2 X1 油藏开发现状分析

五里湾X1 油藏位于靖安油田，开发层位为三叠系延长组X1 油层，属典型的“三低”油藏。1997 年开始规模开发，先后经历了快速建产期、低含水率稳产期、中含水率稳产期、中高含水率递减期，目前，综合含水率72.5%，已进入中高含水率开发期，地质储量采出程度25.4%，可采储量采出程度100.08%。

目前油井开井331 口，日产液1 159 m3，日产油328 t，含水率70.2%，采出程度25.4%，采油速度0.45%；注水井开井148 口，日注3 348 m3，单井日注23 m3，注采比2.57，注水强度1.56 m3/（m·d）。随着开发进入中后期，油藏递减逐步增大，近三年月均递减5.1 t，月度递减率1.12%。

自2009 年起，随着注入强度提升，压力保持水平持续上升，2017 年压力保持水平达到125.4%，后期通过合理注水政策调整，压力逐步下降，目前趋于油藏合理压力保持水平范围（90%～110%）。

试验区一次井网完善后，水驱动用程度43.8%；2011 年加密井投产后，实施补孔、分注、调剖等措施，水驱动用程度由43.8%上升到49.6%，近年来加大水驱治理工作，实施补孔分注、酸化调剖、水驱调剖、微球驱、空泡驱等措施，水驱动用程度由49.6%上升到65.3%。但因储层物性原因，X121层物性明显好于X112层，导致注水沿优势方向突进，吸水下移，吸水厚度变薄，尖峰吸水、指状吸水及不吸水现象仍然存在。

X1 油藏开发预测最终采收率达到25.00%，自2010年以来，随着X1 油藏的采出程度越来越高，达到25.33%，远超过预测最终采收率，采油速度逐年下降，由1.21%下降到0.81%再下降到0.45%。如何提高最终采收率是目前技术攻关的方向。

3 提高采收率技术潜力研究及应用

针对X1 油藏随着采出程度越来越高，采油速度逐年下降以及因储层物性原因，导致注水沿优势方向突进，吸水下移，吸水厚度变薄，尖峰吸水、指状吸水及不吸水现象仍然存在等问题。从根源着手，实施微球驱、空泡驱等各项措施，开展剖面治理，均匀水驱，控制含水率上升速度[1]，最终提高采出程度。

X1 油藏目前综合含水率72.5%，采出程度25.4%，真正意义上的进入双高阶段，油藏共分为6 个管理单元，每个单元开发现状及矛盾均有所不同，且地下缝洞内部结构和油水关系复杂，导致提高采收率十分困难；为突破此项瓶颈，探索了适用于该油藏的多种提高采收率技术，截至目前，动态采收率提高2.4%，多项技术已逐步成熟并实现规模化应用，注采井网调整技术处于试验研究阶段。

3.1 聚合物驱油技术实施情况

目前X1 油藏除南部及空泡驱，其余部位基本实现全覆盖，正常注入77 井组（包括北部转注井、不含柳U1 套破停注）。

扣除措施及北部井，微球见效率86.1%，其中增油型27 口（31.4%），降递减型47 口（54.7%），无效井12口（13.9%）。

3.2 注气驱油技术实施情况

A 区15 注63 采：总井数15 口，实际注入14 口，目前按正常参数注入，单井日注液10～12 m3，单井日注气25～30 m3，气液比2.5∶1.0～3.0∶0，注采比2.96，累计注入0.269 4 PV，在南部开展微球+纯注气4 井组试验。

F 区7 注34 采：总井数7 口，实际注入7 口，目前按正常参数注入，单井日注液10 m3，单井日注气30～35 m3，气液比3.0∶1.0～3.5∶1.0，注采比2.15，累计注入0.154 9 PV，完成方案设计的38.73%。

自2020 年来泡沫辅助减氧空气驱突出精细基础、合理注入参数、驱替规律三项研究，开展差异化调整，着力攻关微球+纯注气、气驱分注两项试验，试验井组阶段递减由14.8%下降到3.3%，含水率上升率由1.0%下降到-2.1%，动态采收率提高2.8%。

3.3 注采井网调整技术实施情况

在注采系统调整论证的基础上，确定试验区原井网角井转注13 口，将菱形反九点井网调整为五点注水井网、油水井数比由3.0 下降到1.0，井排距（480×165 m）及井网密度（12.6 口/平方千米）保持不变；目前转注已全部完成。

目前单井日注18 m3，对应油井动态上表现为液量、液面上升、油量上升，已初步有见效特征，月度递减由0.42 t 下降到-0.30 t，但受转注井改造参数大影响，个别井含水率上升，月含水率升幅由0.10%上升到0.23%。区域目前开井24 口，其中无效型2 口，占比8.3%，增油型4 口，占比16.7%，降递减型18 口，占比75.0%，总体见效比例91.7%。

3.4 不稳定注水技术实施情况

针对B 区块非均质性强、隔夹层发育、稳定注水见效差的情况，试验性开展强弱交替式周期注水，通过周期的改变注水量和注水压力，改善渗流能力，提高水驱油效率。目前已实施半周期为15 d 的强弱式交替注水15 井组，根据采出端动态来看效果较好。

3.5 精准堵水技术实施情况

在聚合物驱油的作用下，大部分注水井吸水剖面得到明显改善，但仍有部分井组因非均质性强导致吸水剖面状况较差，截至8 月底，X1 油藏共计实施3 口精准堵水调剖。

根据调剖前后定点压降测试井1 口（AA），从解释结果看，调驱后优势通道得到一定封堵，探测半径由364 m 下降到288 m；根据调剖前后吸水剖面9 口对比井结果来看，水驱动用程度由52.9%上升到61.8%。

4 结论及认识

4.1 聚合物驱油技术

（1）综合分析，含水率＞80%效果最好，见效特征主要表现为液量下降，含水率下降，油量上升；含水率＜40%见效比例下降，说明微球驱对高含水率井封堵效果较为明显。

（2）注入压力上升＞0.8 MPa 效果最好，见效特征主要表现为液量稳定，含水率下降，油量上升；压力下降，井组液量下降，含水率稳定，效果相对较差。

（3）地层压力保持水平100%～110%井见效比例高，随着压力保持水平上升，措施效果逐渐变差。

（4）对比实施前后，微球驱“控含水、降递减”效果较为明显，为中高含水率阶段提高采收率的主要技术手段。

4.2 注气驱油技术

（1）注入第一阶段：整体注入后控制含水率及扩大波及作用明显，实现净增油。

（2）注入第二阶段：停注气后发泡不充分、封堵调堵效果变差含水率上升，复注后气液比优化至1.5 左右含水率得到有效控制。

（3）注入第三阶段：药剂供应不足，发泡性及稳泡能力下降，含水率上升，加药后气液比优化至1.8 左右含水率得到一定控制。

（4）注入第四阶段：开展大气液比试验探索，实施大气液比（3.0∶1.0）试验以来，含水率均得到有效控制，尤其是近两年含水率呈下降态势，后期调整方向以注气为主、注液为辅。

4.3 注采井网调整技术

（1）通过将菱形反九点井网调整为五点注水井网、油水井数比由3.0 下降到1.0，对应油井已初步有见效特征，月度递减由0.42 t 下降到-0.30 t。

（2）总体吸水形体以上翘型为主（8 口），但吸水指数第一段K 值较大（70.4），从3 口可对比井吸水指数来看，通过注水调整，吸水指数逐步变小，趋于合理。

4.4 不稳定注水技术

针对B 区块非均质性强、隔夹层发育、稳定注水见效差的情况，试验性开展强弱交替式周期注水，通过周期的改变注水量和注水压力，改善渗流能力，提高水驱油效率。

4.5 精准堵水技术

（1）在聚合物驱油的作用下，大部分注水井吸水剖面得到明显改善。

（2）调驱后优势通道得到一定封堵，水驱动用程度提高。