双高油藏“二三结合”提高采收率技术应用

沈焕文，马 兵，高远飞，白 梅，丁冬华，李 琪

（中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川 750006）

试验区平均油层厚度18.1 m，孔隙度12.69%，渗透率2.03 mD，一次井网采取正方形反九点井网，井排距分别为330 m×330 m，一次井网水驱阶段地质储量采出程度达到48.2%、综合含水率85.7%，进入双高开发阶段，一次井网适应性变差，水驱油效率大幅下降，剩余油分布高度零散、部分死油区未动用，为此，借鉴大庆油田二次开发理念，按照重构压力场、渗流场、驱替场的技术思路，在定量剩余油评价的基础上，开展“加密调整井网转换重构流场+空气泡沫驱三次采油”、“二三结合”提高采收率技术试验，近五年现场实践，试验区产量止跌回升，自然递减呈负递减，阶段动态采收率提高3.6%，试验效果较好，技术适应性强。“二三结合”协同挖潜方式对同类油藏中后期提高采收率具有较强的借鉴指导意义。

1 双高阶段存在的主要问题

1.1 注水效率下降，稳产难度大

受长期注水冲刷及储层裂缝影响，特低渗油藏进入双高开发阶段后，注水更容易沿原水驱优势通道突进，含水率突破60.0%后采油井采油指数下降速度加快，采液指数缓慢上升（图1），含水率上升速度加快，同时地层存水率下降速率加快，吨油耗水率增加（图2），注水无效循环加剧，注水利用率降低，水驱油效率下降，控水稳油稳产难度加大。

1.2 剩余油高度分散，动用难度大

平面上，受沉积特征及储层非均质性影响，随着采出程度增加，平面不均匀驱替特征明显，从测试平面水驱前缘（图3）及数值模拟剩余油分布特征看（图4），一次水驱平面注水波及已达300 m，剩余油主要富集在油井井间三角地带以及注水未波及区，依靠一次水驱进一步提高波及有限。

图3 试验区水驱前缘测试成果图

图4 试验区井组数值模拟剩余油分布图

纵向上，从检查井岩心水洗描述结果看（表1），主力层水洗程度高，以中强水洗为主，水洗程度达75.1%，未水洗仅为24.9%，未水洗段位于顶部和底部（厚度仅3～5 m），也是剩余油富集的主要层段，常规水驱进一步提高水驱动用程度难度大。

表1 不同方向检查井岩心水洗程度统计表

2 “二三结合”技术应用

2.1 “二三结合”技术设计思路

根据双高阶段平面、剖面剩余油分布情况，借鉴大庆油田二次开发理念，按照重构压力场、渗流场、驱替场的技术思路，开展“加密调整井网转换重构流场+空气泡沫驱三次采油”、“二三结合”提高采收率技术试验，实现大幅提高采收率目标[1-2]。

2.1.1 注采井网调整 平面井网调整设计上，突出剩余油的精准挖潜和驱替系统的快速建立，在原来330 m×330 m 的正方形反九点井网油井间剩余油富集的三角地带实施整体加密调整，并对原角井实施转注，加密后井网转换为233 m×233 m 的小正方形反九点井网（图5），加密后井网密度由13.8 口/平方千米提高到22.6 口/平方千米，油水比由5.75 下降至4.86，通过井网调整最大限度提高储量的井控程度。

图5 试验区加密调整井网转化示意图

纵向注采完善设计上，突出单砂体级别的注采对应关系完善思路，根据砂体沉积特征，将原主力大砂体进一步细分为4 级小单砂体（图6），根据各单砂体的储层物性、水驱动用状况、水洗状况和剩余油分布状况，突出1 号和4 号单砂体的注采对应关系完善，进一步提高单砂体的井控程度，实现三次采油精准驱替。

图6 试验区各单砂体动用状况对比图

2.1.2 三次采油技术 空气泡沫驱技术综合气驱和泡沫驱的技术优势，具有快速补充地层能量、封堵高渗带提高波及体积的双重效果。空气具有较好注入性，相比水驱注入能力要高30%～50%，能进入储层物性较差的更细小的基质孔隙，有效补充地层能量；泡沫驱能够有效封堵高渗层、扩大气体波及体积，起到降低含水率的作用；注入气体存在超覆作用，在泡沫推进过程中向上运移，并在储层上部聚集，能有效动用构造上部注入水未能波及到以及微细孔隙中的剩余油。技术机理适合试验区剩余油分布特征，泡沫液封堵2 号、3 号高渗强水洗段，空气驱替顶部1 号低渗层扩大波及体积（图6），室内实验表明，水驱后泡沫驱能够有效封堵高渗层、扩大气体波及体积，起到降低含水率的作用，结果显示可提高驱油效率19.1%。

2.2 “二三结合”技术应用效果[3-5]

2.2.1 储量动用程度增加 通过井网加密调整和精细小层注采对应关系完善，试验区井网密度由13.8 口/平方千米提高到22.6 口/平方千米，水驱储量控制程度由93.6%上升到97.4%，射开程度由57.4%上升到85.8%，水驱储量动用程度由44.8%上升到87.4%，地层能量保持水平由110.2%上升到120.7%，说明气驱补充了地层能量。

2.2.2 驱替效果显著改善 注入端吸气剖面测试显示（图7）油层顶部物性较差层段吸气量达到94.5%，低部高渗层段泡沫液吸液量达到72.4%，说明空气泡沫驱后，泡沫液有效封堵了高渗层，气体扩大了顶部低渗层的波及体积，采出端剩余油测试结果表明（图8），能谱含油饱和度由试验前的43.3%下降到37.9%，说明纵向剩余油得到有效驱替。

图7 试验区典型井吸气剖面测试成果图

图8 试验区可对比井剩余油测试成果图

2.2.3 开发效果显著提升 实施加密调整15 口，转注3 口，单井日产油0.95 t，含水率85.1%，形成了7 注34采1.3×104t 年产油的规模，加密后由于驱替系统建立缓慢，油井递减较大，但通过空气泡沫驱注入及参数优化调整，气液比逐步由1.85∶1.00 提高到3.00∶1.00，驱替系统逐步建立，试验区油井二次见油效率达到85.7%，日产油近五年稳定保持在29.6 t 左右，最高峰时达到31.9 t，综合含水率由87.4%下降到82.2%（图9），自然递减由24.2%下降到-5.4%，含水率上升率由2.0%下降到-2.3%（图10），实现了指标硬下降和硬稳产，开发效果显著提升，阶段累计增油2.1×104t，含水率与采出程度关系曲线大幅向右偏移，阶段动态采收率提高3.6%，预测最终采收率提高8.5%以上。

图9 试验区日产油、含水率对比变化曲线

图10 试验区自然递减、含水率上升率对比图

3 结论及认识

（1）一次井网水驱开发进入双高开发阶段后，原注水形成的优势通道造成大量注水无效循环，导致驱油效率大幅下降，大量的剩余油以及残余油未被采出且分布较为零散，需开展井网二次调整和三次采油相结合的多元协同增效提高采收率技术试验。

（2）精细单砂体剩余油精准刻画、单砂体注采对应关系再完善是双高阶段提高采收率潜力挖潜的基础，是保障“二三结合”提高采收率的关键。

（3）特低渗油藏通过加密调整注采井网再调整提高了储量井控程度，加之配套的空气泡沫驱三次采油技术特点，进一步扩大了波及体积，提高了驱油效率，“二三结合”技术组合模式是油藏双高阶段提高最终采收率的有效手段。