ZJ2 延9 延10 油藏提高采收率技术应用及效果评价

樊绪永，吴国文，张小衡，田三忠，张玉秋，李 兵

（中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川 750006）

ZJ2 延9 延10 油藏目前开油井86 口，日产液1031 t，日产油124 t，综合含水88.0 %，采油速度0.33 %，采出程度12.8 %，注水井开井32 口，日注水平1 188 m3，月注采比1.11。

1 目前油藏开发中的突出问题

ZJ2 延9延10 油藏储层非均质性强，平面、层内矛盾突出，水驱状况逐年变差，油藏存水率下降，含水上升速度加快，水驱开发效果变差。目前油藏已进入高含水开发阶段，但采出程度仅为12.80 %。

图1 ZJ2 延10 采出程度与含水关系图

2 剩余油分布研究

2.1 数值模拟研究

根据数值模拟拟合计算结果，结合ZJ2 油藏剩余储量平面分布图，分析认为延9 油藏剩余油分布主要受构造控制，集中分布在油藏北部区域，柳26-45、柳30-46、柳29-50 井周围3 个区域尤为富集；延10 油藏剩余油同样受构造和井网控制，其中柳34-45、柳36-49 ZJ2 等3 个井点周围以及柳36-46～柳36-47、柳34-51～柳36-52、柳36-55～柳37-53 等几个连片区域尤为富集。

2.2 沉积韵律研究

从ZJ2 油藏油井取芯（见图2）分析来看，沉积韵律为正韵律层，岩性表现为上细下粗，注入水易沿下部突进，造成下部水洗严重，上部弱水洗，剖面剩余油主要分布在水洗相对较弱的上部。

2.3 动态监测研究

对ZJ2 延9 延10 油藏开展动态监测，发现油藏剖面动用程度较低，剩余油饱和度仍比较高，剩余油挖潜空间较大。

延9 油藏柳27-46 井剩余油测试结果显示目的层均表现出不同程度的水淹，一级水淹仅占油层厚度的7.1 %，其余为二级、三级水淹。延10 油藏6 口井剩余油测试结果显示水淹层段虽占油层厚度的79.0 %，但大多表现为二级、三级水淹。

图2 正韵律沉积岩心图

3 提高采收率技术应用及效果评价

技术思路：改善一次井网水驱、实施二次加密调整、开展三次采油技术。改善一次井网水驱主要以注水井整体剖面治理为主，有效改善油藏水驱状况；二次加密调整以ZJ2 延10 油藏为对象，提高储量控制程度；三次采油是在ZJ2 延9 油藏开展微生物采油，提高驱油效率。

3.1 注水井整体剖面治理效果分析及评价

针对平面、剖面水驱不均、注入水沿高渗方向突进的问题，实施整体剖面治理工作，改善油藏水驱，提高水驱效率。2014 年实施剖面治理8 井次，5 口对比井吸水厚度5.8 m 上升到8.7 m，水驱动用程度由45.3 %上升到68.0 %，对比全区油藏9.78 %的递减，剖面治理对应油井递减为7.74 %，递减得到有效控制。

3.2 加密调整效果分析及评价

ZJ2 延10 油藏采出程度相对较低，但受储层水饱高、储层非均质性强及采液强度偏大等因素影响，油藏递减大，且均已进入高含水开发阶段，导致剩余储量的控制能力低，井间剩余油难以采出。Y10 油藏以调整更新及加密为主，提高井网的适应性和对储量的控制能力，增加可采储量，提高最终采收率。

3.2.1 加密调整实施效果 2014 年共实施加密调整9口，平均单井日产液6.0 m3，日产油2.1 t，含水58.4 %，累计增油3 893 t。对比侏罗系油藏ZJ2 区延10 油藏2013 年和2014 年的加密调整效果分析，2014 年加密调整井初期液量、含水高，效果较2014 年差。

3.2.2 储层构造分析 对比2013 与2014 年加密调整井储层构造，2014 年调整井位于油藏东部，构造位置较2013 年调整井高，但2013 年调整井生产动态较2014 年好，从生产动态分析认为本区延10 油藏油层厚度较大，油水界面分异明显，油藏内部加密调整井不受构造位置影响。

3.2.3 储层物性分析 对比2013 年与2014 年加密井与老井储层物性参数，孔隙度、渗透率、声波时差、泥质含量等参数变化均不明显，但2014 年侧钻井部分层段电阻率与老井及2013 年侧钻井相比，下降幅度较大，说明2014 年加密井明显见注入水，当年加密井投产后柳37-521、柳37-531 井投产即高含水。

3.2.4 油水对应关系分析 对邻井生产动态进行分析，2014 年加密井区域只有柳37-53、柳37-55 井2 口注水井，下调柳37-55 井配注后，周围油井无明显变化，油水对应关系还未完全建立；上调柳37-53 井配注后，周围油井含水均有不同程度的上升，柳37-53 井与周围油井具有明确的对应关系。

对比柳37-53 井吸水状况，该井射孔段顶部呈尖峰状吸水，具水驱沿高渗带突进特征，同时结合邻井剩余油测试显示该井射孔段顶部高渗层段1 级水淹，分析认为柳37-53 井水驱沿高渗带突进，导致周围油井高渗层段暴性水淹。因此，加密调整区域内的储层物性相对稳定、水驱相对稳定是选择加密调整的重要前提。

3.3 微生物驱油效果分析及评价

针对ZJ2 延9 油藏进入高含水开发阶段，且油井含水上升速度加快的开发形势，在该区柳27-47、柳28-48、柳29-47 等3 口注水井开展了微生物驱油先导试验。

3.3.1 技术原理 内、外源微生物结合调控油藏微生物生态系统，实现微生物菌群的驱油作用，其驱油机理主要表现在以下五个方面：降低原油流动阻力、降低油水界面张力、剥离固体表面的原油、改变岩石润湿性及改善注水剖面。

3.3.2 实施效果

3.3.2.1 提高了注入压力 试验井注入压力由5.1 MPa上升到11.2 MPa，大孔道及微裂缝得到一定封堵。对应8 口油井见效，单井日产油由1.06 t 上升到1.71 t，综合含水由89.1 %下降到84.8 %，累计增油1 560 t。

3.3.2.2 扩大了波及体积 柳29-47 井吸水剖面监测表明，注入微生物驱剂前延9 油层上部吸水较多，注入后吸水厚度由8.8 m 上升到11.5 m，吸水剖面显示由原来的上部吸水高于下部吸水变为下部吸水高于上部吸水，增大了波及体积。

3.3.2.3 采出液菌浓增加，生态系统建立 对受效井取样并进行活菌数等生化指标检测，结果显示见效井水样中有益菌菌浓增加，有害菌菌浓降低。对试验区的取样监测结果表明，微生物驱剂已在油层建立起采油功能菌群生态系统。有益菌比例注入前为36 % ，2014年3 月对中心井柳28-47 井群落结构分析结果显示有益菌所占比例上升到75.73 %。

3.3.2.4 提高了驱油效率 根据动态资料、数模结果及中心井柳27-481 的取芯分析结果，目的层采出程度高，水淹明显。注入微生物驱剂后，中心井对应3 口油井含水下降幅度大，油量增加，微生物驱剂提高了驱油效率，总体效果较好。

4 结论及认识

（1）延9、延10 油藏剩余油分布主要受构造控制，从平面上看Y9 油藏主要集中在北部，Y10 油藏集中在柳34-45、柳36-49 等区域。

（2）油藏沉积韵律为正韵律，岩性表现为上细下粗，注入水易沿下部突进，剖面剩余油主要分布在水洗相对较弱的上部。

（3）ZJ2Y10 储层物性相对稳定、水驱相对稳定是选择加密调整的重要前提。

（4）ZJ2Y9 油藏微生物驱剂能在油层建立起采油功能菌群生态系统，增大油层的波及体积，可有效提高驱油效率，建议扩大试验规模继续评价并逐步推广。

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［3］ 陈铁龙，蒲万芬.油田控水稳油技术论文集［M］.北京：石油工业出版社，2000.

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