侏罗系油藏微生物活化水驱试验及效果分析

郑 浩，郭文娟，孟利华，李 东，马云成，李化斌

（1.中国石油长庆油田分公司第九采油厂，宁夏银川 750006；2.中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川 750006）

1 侏罗系油藏进入双高阶段面临的开发矛盾

1.1 剩余油高度分散，常规手段挖潜难度大

侏罗系油藏进入双高开发阶段后，已形成水驱高渗层或水驱优势通道，剩余油分布高度零散，常规注采调控技术提高驱油效率难度大。

1.2 剖面上注入水沿高渗层段突进，周期性治理效果变差

受储层物性及沉积韵律影响，剖面水驱动用程度低，随注水时间延长，注入沿高渗段或高渗方向突进，剖面上吸水形态变差，常规措施周期性治理效果变差，需要开展深层次调驱措施。

表1 侏罗系油藏微生物活化水驱试验区筛选统计表

2 微生物活化水驱技术试验区优选

2.1 试验区地质特征

根据微生物活化水驱技术机理，依据《SY/T 6888-2012 微生物驱技术规范》，并参考国内外油田微生物驱油藏筛选条件，结合某油田侏罗系油藏储层特征、开发现状，优先在A、B 及C 区块开展先导试验，储备低渗透高含水油藏提高采收率技术。

试验区位于某油藏侏罗系，构造位于鄂尔多斯盆地一级构造单元陕北斜坡中段，为一套平原网状河沉积，主要开发层位为延92，构造形态上表现为东高西低，北高南低。油藏西部及局部发育一定的边底水。A、B 区块油藏砂体稳定，边底水不发育，剩余油零散分布，常规手段挖潜难度大；C 区块射开程度低、非均质性强，注入水易沿高渗层突进，含水上升加快（见表1）。

2.2 试验区优选

根据微生物活化水试验总体部署，并充分依托现有采出水处理系统及注水流程，考虑节约成本的原则，优选A 区块27 注80 采、B 区块9 注19 采、C 区块20注61 采，采出水回注区开展整体连片现场试验，整体形成56 注160 采的注采格局。

3 微生物活化水驱技术试验及效果分析

3.1 微生物活化水驱技术应用

立足某油藏侏罗系储层特征，注重技术机理研究和矿场实践有机结合，全周期方案设计两个段塞，调剖微生物+多种功能菌组合段塞。

段塞1：强化产生物聚合物功能菌活化段塞；利用微生物菌体和其产生的生物聚合物封堵高渗水流通道，进行微生物整体调剖。

段塞2：多种功能菌组合活化段塞—连续注入；在第一段塞基础上，利用产生的生物表活剂等代谢产物提高驱油效率，并进一步激活油藏深部厌氧功能菌、产甲烷菌等，产生生物气提高油层压力和原油流动性。

3.2 阶段性效果分析

3.2.1 整体效果

3.2.1.1 注入压力变化符合微生物调驱机理 整体呈现先升后降的过程，注入压力由8.7 MPa 上升到8.9 MPa再下降到8.1 MPa，表明第一段塞封堵效果有所体现，从压力的变化特征看，符合深部驱油的特征。从分区块来看，三个区块压力变化各有不同，A 区块提压较慢，B区块提压较快，C 区块整体下降。

3.2.1.2 剖面厚度变薄，但形态改善 18 口可对比吸水厚度由4.9 m 上升到5.0 m，水驱动用程度由45.2 %上升到46.1 %，从形态来看，变好和稳定的有11 口，占比61.1 %，变差的7 口井，整体上对吸水形态的改善初步体现，部分不吸层段开始吸水，吸水下移及尖峰状吸水均有所改善。

3.2.1.3 油井初步开始见效 阶段见效油井51 口，见效周期1 个月，见效率31.9 %（扣除新井措施35.2 %），整体阶段递减由15.96 %下降到3.56 %，见效井以含水下降为主，平均含水下降3 %～4 %，井均日增油0.25 t～0.30 t；月度递减率由0.58 %上升到0.83 %，月度含水上升幅度由0.11 %下降到0.03 %，全区递减变大主要受C 区储层非均质性强，加之注水期间剖面吸水状况变差且治理滞后导致微生物整体效果体现不明显（见表2）。

3.2.1.4 开发指标有所好转 阶段自然递减由9.16 %下降到4.72 %（A、B 区块下降、C 区块增大），标定递减增大（扣除C 区块后递减稳中有降），综合含水A、B 两个区块下降，C 区块增大。

3.2.2 分区块实施效果分析

3.2.2.1 A 区块（9 注19 采）

（1）注入压力上升明显，呈先升后降特征，油压由8.7 MPa 上升到10.3 MPa 再下降到9.6 MPa，表明第一段塞封堵效果有所体现，其中台阶式上升型3 口，波动上升型2 口，下降型3 口。

表2 微生物活化水驱试验区块整体见效井生产对比

（2）水驱状况不同程度改善，5 口可对比吸水厚度由3.51 m 下降到3.13 m，水驱动用程度由48.01 %下降到45.83 %，但形态上，尖峰、指状、下移开始有所改善，微生物调剖的性能有所体现，水驱指数、存水率指标有所好转。

（3）稳油控水效果逐步体现，月度递减率由1.77 %下降到0.29 %，月度含水上升幅度由0.32 %下降到0.02 %，阶段递减由18.6 %下降到11.83 %，含水上升的趋势得到减缓。初步见效油井6 口，见效比例33.3 %，动态特征以降水增油型为主，平面上主要分布较为零散，主要集中在压力提升明显，剖面水驱改善的井组。

结合静态特征看，见效井与主砂体方向基本一致且位于构造低部位，见效特征、见效周期与注水见效特征一样（含水下降、油量增加）。

3.2.2.2 B 区块（27 注80 采）

（1）注入压力波动明显，第一段塞注入过程中压力基本保持稳定，第一段塞结束后压力呈先升后降特征，油压由10.0 MPa 上升到10.3 MPa 再下降到9.0 MPa，其中上升型5 口，下降型8 口，先升后降型11 口。

（2）水驱状况不同程度改善，9 口可对比吸水厚度由5.93 m 上升到6.39 m，水驱动用程度由49.72 %上升到53.08 %，厚度增加5 口（占比55.6 %），厚度变薄3 口，1 口稳定，吸水强度由9.09 m3/d·m 下降到7.90 m3/d·m，水驱指数、存水率指标有所好转，说明微生物调剖驱油的性能有所体现。

（3）稳油控水效果逐步体现，月度递减率由0.10 %下降到-0.12 %，月度含水上升幅度由0.01 %下降到-0.08 %，阶段递减由12.52 %下降到3.12 %。初步见效油井30 口，见效比例37.5 %，累增油549.96 t，稳油控水效果逐步体现。

B 区块延9 油藏（12 注27 采）：月度递减率由1.80 %下降到-1.11 %，月度含水上升幅度由0.14 %下降到-0.21 %，阶段递减由7.53 %下降到6.39 %，含水上升的趋势得到减缓。初步见效油井15 口，见效比例55.6 %，动态特征以降水增油型为主。整体见效明显，油藏内部物性较好且连通性较好、剖面改善明显的井全部见效，类型以降水增油型为主；而边部油层厚度变薄、物性较差井未见效。

B 区块延10 油藏（15 注53 采）：月度递减率、月度含水上升幅度基本保持稳定，阶段递减下降明显由14.88 %下降到1.44 %，递减得到减缓。初步见效油井15 口，见效比例28.3 %，动态特征以降水增油型为主。见效井主要分布在储层物性较好、构造部位较高、底水发育厚度变薄、剩余油较富集的区域，而边部油层厚度变薄、物性较差、底水厚度较大井未见效。

3.2.2.3 C 区块（20 注51 采）

（1）注入压力下降，第一段塞注入过程中压力基本保持稳定，第一段塞结束后压力下降，油压由7.1 MPa下降到6.9 MPa 再下降到6.2 MPa，其中先升后降型9口，下降型7 口。

（2）水驱状况改善不明显，8 口可对比吸水厚度由4.6 m 上升到4.7 m，水驱动用程度由41.44 %上升到42.34 %，厚度增加3 口，厚度变薄4 口，1 口稳定，吸水强度由7.93 m3/d·m 下降到7.13 m3/d·m，水驱状况基本保持稳定。

（3）稳油控水效果不明显，整体月度递减率由0.99 %上升到1.66 %，月度含水上升幅度由0.50 %上升到0.58 %，尤其油藏东部（处中含水开发阶段）受含水上升影响，递减加大，而油藏南部（处高含水开发阶段）基本保持稳定，整体效果不明显。初步见效油井15 口，见效比例31.8 %，其中油藏东部见效8 口（分布相对集中，对应水井采取过分注、堵水及注水调整措施），见效井日增油0.7 t，油藏南部见效7 口，见效井日增油0.8 t，含水略有下降，整体见效井降水增油幅度较低。油藏东部：在注入期间受多种调整措施影响，目前见效8 口，主要集中在堵水、分注及注水优化+微生物联作井组内，但见效幅度较低，有可能是多种调整措施联作的效果；对比纯单一微生物井组，联作后控水稳油效果略好于单一微生物井组，还需持续观察。油藏南部：目前见效7 口，主要集中在堵水+微生物联作井组内，但见效幅度较低，有可能是联作的效果；对比纯单一微生物井组，联作后控水稳油效果略好于单一微生物井组，还需持续观察。

原因分析：一方面是受射开程度低及非均质性影响，吸水状况变差且治理滞后，一是射开程度低（仅为20.9 %）加之储层非均质性强，注水易沿着高渗层段突进，随着时间延长，剖面吸水状况急剧恶化，统计2016-2019 年45 井次吸水剖面测试显示吸水不均占比68.9 %，导致油井含水上升速度加快；二是剖面治理反复性强（有效期6 个月左右），近年改善水驱治理工作量较少（年治理4 口左右），导致单一微生物驱效果不明显。另一方面地层能量恢复速度过快，C 区块先后经历建立驱替、强化促见效和精细调整阶段，尤其东部、中部自2015 年强化注水以来，加之剖面吸水状况变差，导致油井快速见效的同时地层压力、含水快速上升。微生物注入后大幅度弱化注水，目前含水上升有所减缓。

4 结论与认识

（1）注入端到产出端动态变化特征符合微生物活化水驱机理，注水压力第一段塞上升明显，第二段塞波动，吸水形态变好，见效井以降水增油型为主，说明微生物提高驱油效率+扩大波及体积效果正在体现。

（2）合理的注水速度是保证效果的前提，水线推进速度与微生物匹配关系较好，增油效果明显（文献调研），对比三个区块的储层特征及开发技术政策，C 区块由于注入强度过大，易沿高渗层段突进，微生物滞留时间短，导致整体效果不明显。

（3）高含水油藏效果好于中低含水油藏，对比同类油藏开发规律，含水突破60 %后含水上升速度加快，大于80 %后逐步减缓，同时对比开发阶段、采出程度及微生物效果，初步认为低采出、高含水阶段微生物效果好于中含水阶段油藏。

（4）多项技术联作效果好于单一微生物效果，C 区块处于中含水开发阶段的含水快速上升期，由于射开程度低加之储层非均质性强，注水易沿着高渗层段突进，导致含水上升速度加快，对比认为通过分注、堵水+微生物联作效果好于单一微生物驱效果。

（5）以地质选区为主便于整体效果评价，在微生物活化水驱选区选井上，建议以地质选区为主，地面工艺流程为辅，形成区域连片，便于整体效果评价和提高技术的针对性和适应性。