姬塬油田Y214油藏剖面治理技术应用与效果分析

唐金成，王飞，邓海星

（长庆油田分公司第八采油厂吴定采油作业区，西安710021）

1 油藏概况

Y214 油藏位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中段西部，主要发育水下分流河道和分流间湾微相，地质特征表现为：①储层厚度薄（平均厚度11.7m）、物性差（渗透率0.82×10-3μm2，孔隙度11.9%）、油藏压力系数低（平均0.78），属于鄂尔多斯盆典型超低渗透“三低”油藏；②资源平面分布广，纵向叠合发育小层多，纵向跨度大，横向变化快，砂泥岩互层，非均质性强，成藏受岩性控制；③天然裂缝发育，初期改造普遍采取压裂造缝，注水开发后，水驱复杂，平面、层间、层内矛盾突出[1]。

Y214 油藏油井271 口，日产油水平257t，单井产油1.11t，综合含水56.5%；注水井总井99 口，日注水平1861m3，单井日注21m3，月注采比2.5，累注采2.39。

2 注水开发过程中存在的问题

2.1 层间非均质性强，部分井吸水不均

鄂尔多斯盆地长4+5—长6 主要为三角洲沉积体系，储层岩性为岩屑长石砂岩、长石砂岩、长石岩屑砂岩、混合砂岩及岩屑砂岩，储层非均质性强，小层之间渗透率极差达到640，小层内部渗透率极差达到989，为不均质—极不均质储层。由于储层非均质性，部分注水井出现尖峰状吸水、个别层段不吸水或吸水不均现象。

2.2 水驱规律复杂，油井见水呈多向性

Y214 油藏水驱规律复杂，见水方向呈多向性，因开发层位较多，见水方向及层位难以判断，注水调控难度较大。统计区块见水油井15 口，7 口井表现为多方向见水，占比46.7%，控水难度较大。通过注水调整，初步判断出NE41.3°、NE108.7°方向两种优势见水方向，平均推进速度0.45m/d。

3 剖面治理方法

3.1 区域连片调剖

3.1.1 PEG 凝胶调驱机理

PEG 单相凝胶具有粒径小（100～300 微米），分散性好，注入性好，抗温耐盐强度有效增强等优点。通过PEG 凝胶注入地层后吸水膨胀，吸附和物理堵塞等作用封堵注入水优势通道，改变液流方向来调驱。

3.1.2 现场应用效果分析

利用IPI 决策、动态验证识别、示踪剂监测三项验证技术，重点对油藏裂缝性、局部高渗带注入水突进特征明显区域，开展PEG 凝胶连片调剖40 井次，从统计PEG 凝胶调驱效果来看，实施区剖面吸水情况明显改善，累计增油1425 吨，累计降水2142 方，调剖效果较好。

3.2 聚合物微球驱

3.2.1 聚合物微球调驱机理

聚合物微球颗粒，初始粒径小，易运移到地层深部，通过吸水缓慢膨胀、弹性变形和自胶结能力，在储层深部滞留降低高渗层渗透率（封堵），降低高渗水流速度、改变压力场分布，进而改变渗流场、扩大地层深部波及体积，达到改善水驱的目的，提高采收率[2]。

3.2.2 现场应用效果分析

2017年在Y214 油藏83 个井组开展聚合物微球试验，粒径100nm，注入浓度0.2%～0.3%，累计注入微球627.82t，根据实施情况，从实施聚合物微球调驱井组注采两端生产动态资料进行效果分析评价。

聚合物微球调驱前后注水井井口压力平均上升0.2MPa，聚合物微球调驱井措施后吸水剖面厚度平均增加1m，水驱动用程度由73.5%提高到74.3%，提高了0.8%，水驱控制程度保持稳定，注入端水驱指标趋向变好。

通过分析151 口可对比井生产情况，控水增油效果显著，阶段递减由12.1%降至10.1%，含水上升率由0.5 降至-6.76，累计增油4320t，累计降水3744m3。

4 结论

①姬塬油田Y214 油藏纵向叠合发育层系多，储层物性差，属于典型的超低渗透油藏，水驱差异明显，开发过程中主要矛盾是非均质性较强，导致部分注水井层间吸水不均，影响区块整体开发效果。

②Y214 油藏中尖峰状吸水及水淹井判断来水方向后，通过实施连片调剖，可改善注水吸水剖面情况，降低油井含水，恢复单井产能。

③Y214 油藏聚合物微球调驱控水稳油效果显著，建议在该油藏继续实施聚合物微球调驱，提高油藏采收率。