堵水调驱在三叠系胡X区长4+5油藏应用分析

雷兆丰，王 力，李 辉

（中国石油长庆油田分公司第六采油厂，陕西西安 710200）

1 油藏基本概况

1.1 地质概况

研究区位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡，从北向南发育两排鼻状隆起，各层间继承性好，属湖泊相三角洲沉积体系，主要储集砂体为水下分流河道，储层岩性以灰色、灰绿色极细～细粒、细粒岩屑质长石砂岩为主，含少量长石质岩屑砂岩。研究区主力开采层位为长4+5层，可分为长4+51和长4+52两个油层组，主要含油层系为长4+52层，油层有效厚度为11.3 m。平均孔隙度11.7%，平均渗透率 0.69×10-3μm2，含油饱和度 50.0%，属低孔、特低渗油藏。油藏不发育边底水，原始驱动类型为弹性溶解气驱。受成岩作用和沉积作用双重影响，层内连续性差，隔夹层发育，层间、层内非均质强[1]。

1.2 开发历程

该区于2007年投入开发，连续三年，产量快速攀升；之后通过精细分层注水、完善注采对应关系等工作，油藏高效开发；随着开发时间增长，油藏开发矛盾初显，部分油井见水，油藏稳产基础变差；为提高采油速度，区块进入加密调整期，水驱状况变差、多方向见水的开发矛盾更加突出，通过实施长周期连片调驱，水驱效果得到改善[2-5]。

2 油藏注水开发矛盾

2.1 油井多方向见水，见水规律复杂

2.1.1 见水井逐年增多，见水周期较长 该区目前高含水井（≥80%）比例达到21.0%，油藏进入中含水期。随着进一步注水开发，油井见水井数逐年增加且呈多方向见水，见水方向及层位难以判断，水驱开发效果变差，该区目前见水井占油井开井数的37.5%，无明显优势见水周期，平均见水周期37个月。

2.1.2 多方向见水，见水类型以孔隙型为主 该区天然裂缝不发育，受储层非均质性影响，局部高渗透带是油井见水的主要因素。主要见水方向为NE45°、NE75°、近东-西向三种，其中NE45°方向见水井最多。区块注水井示踪剂测试结果显示，水线推进速度差异大，且呈多方向性。

2.2 水驱状况变差

油藏水驱状况逐年变差，目前水驱储量动用程度58.7%；受非均质性影响，纵向主力层长4+521层水驱状况良好，其余小层水驱状况差。

通过总结胡X区长4+5油藏开发规律，因近年来水驱矛盾逐年突出，导致采收率降低、递减增大，油藏稳产难度逐年增加。

3 堵水调驱实施效果分析

常规堵水调驱是改善平面、剖面矛盾控水稳油的主体技术，通过注入堵剂来封堵高渗带，改善水驱效果，治理部分见水井及降低井组含水。

聚合物微球驱是通过微球在油藏深部驻留降低高渗通道的水流速度；室内研究初步表明，聚合物微球主要通过深部运移、缓膨封堵实现深部调驱，从而扩大水驱波及体积提高采收率，但该项技术关键在于微球粒径和孔喉的匹配。

3.1 常规堵水调驱

区块天然裂缝发育不明显，多数为孔隙型见水，针对以示踪剂监测及动态验证明确见水方向的井组，实施常规堵水调驱，可以有效治理见水井。研究区目前累计开展常规堵水调驱117井次，对应油井见效比34.3%，见效井平均单井日增油0.8 t，累计净增油1.6×104t，累计降水 3.8×104m3。

通过对比分析，实施堵水调驱后，见水油井含水均不同程度下降，实施效果较好。

效果一：阶段递减减小，综合含水下降3.5%，控水降递减效果明显；

效果二：对比吸水剖面资料，堵水调驱后单层吸水厚度变厚，水驱动用程度大幅提高，剖面水驱状况改善。

但是，常规堵水调驱能力有限，多轮次效果变差；平均有效期仅2～3个月，认为常规调驱仅对近井地带优势通道有封堵作用，后续注水易绕流，导致失效。

3.2 聚合物微球驱

3.2.1 实施效果 针对油藏局部含水上升较快区开展连片聚合物微球驱试验，改善水驱效果，延长中低含水期。研究区目前累计开展微球驱335井次，对应油井见效比45%，见效井平均单井日增油0.27 t，累计净增油2.3×104t，累计降水 2.6×104m3。

实施连片聚合物微球驱，部署不同粒径微球，包括50 nm微球、100 nm微球、300 nm微球，均不同程度见效。

效果一：从含水率与存水率、水驱指数关系图可以看出，实施聚合物微球驱后，综合含水率下降，存水率保持稳定、水驱指数上升趋势得到控制，表明注水利用率提高，水驱状况得到改善，开发效果好转，区块采收率提高2.0%（见图1～图3）。

效果二：通过多轮次微球驱，封堵优势通道，扩大水驱波及体积，单向突进得到有效控制，平面水驱趋于均匀，剖面水驱矛盾得到有效改善。

图1 微球驱井组含水率与水驱指数关系

图2 微球驱井组含水率与存水率关系

图3 微球驱井组含水率与采出程度关系曲线

该区储层平均孔隙度11.7%，平均渗透率0.69×10-3μm2，属超低渗油藏，其中孔隙半径 10 μm～40 μm，喉道半径＜1 μm，考虑区块孔喉和裂缝等数据，为满足良好的注入性，保证微球可进入孔喉和裂缝，达到深部实现有效封堵，匹配粒径应该小于100 nm。从现场应用效果来看，50 nm适应性明显好于100 nm以及大小粒径组合段塞。

4 结论与建议

（1）区块见水规律复杂、水驱矛盾突出，常规注采调整改善水驱开发效果难度大。

（2）实施堵水调驱和连片微球驱，能有效改善剖面及平面水驱矛盾，扩大水驱波及体积，提高注水利用率，堵水调驱已成为长4+5油藏控水稳油的主体技术。

（3）对于见水方向明确井组，实施常规堵水调驱后，可有效降低含水，恢复油井产能。

（4）对油藏局部含水上升区开展连片聚合物微球驱，能有效降低油井含水上升速度，延长油井低含水开发时间；通过不同粒径微球实施效果对比，认为50 nm微球驱适应性最好。

（5）针对裂缝性见水井组应常规堵水调驱和聚合物微球驱同时进行，常规堵水调驱封堵裂缝控制含水，聚合物微球驱改善水驱，延长措施有效期。