王窯區(qū)“2+3”提高采收率試驗效果評價

高祥瑞 劉曉鋒 梁云 萬琳 楊文軍(長慶油田分公司第一采油廠，陜西 延安 716000)

王窯區(qū)“2+3”提高采收率試驗效果評價

高祥瑞 劉曉鋒 梁云 萬琳 楊文軍(長慶油田分公司第一采油廠，陜西 延安 716000)

安塞油田王窯老區(qū)是典型的特低滲透油藏，經(jīng)過20多年的注水開水已進入中高含水期，剩余油難以動用，提高采收率成為難點。2009-2012年在W 2井組部署9口檢查井揭示特低滲透油藏中高含水期剩余油分布規(guī)律，通過動態(tài)監(jiān)測、檢查井解剖等方法，對檢查井組平面、剖面水規(guī)律進行解剖，結(jié)果表明平面剩余油主要富集在側(cè)向，剖面剩余油主要富集在低滲段和側(cè)向，波及系數(shù)和驅(qū)油效率仍有提升空間。2016年9月在該區(qū)域開展4個井組注微球和表面活性劑“2+3”提高采收率試驗。本文通過對檢查井組區(qū)域油井效果，評價微球和表面活性劑在特低滲透油藏的適應性。

特低滲透油藏；王窯老區(qū)；提高采收率；效果評價

1 開發(fā)概況

1.1 地質(zhì)概況

試驗區(qū)屬三角洲前緣亞相沉積，沉積物沿河道由北東向南西向匯入湖盆，水下分流河道呈北東-南西向展布，河道分流改道現(xiàn)象頻繁。長611-3期水動力條件較強，水下分流河道較發(fā)育；長611-2期河道沉積規(guī)模達到最大，多期河道沉積砂體疊合連片。

該區(qū)域主要含油層系為長611-2和長611-3層，油層分布穩(wěn)定。平均滲透率為2.07mD，平均孔隙度為13.0%，平均油層厚度19.5m，原始含油飽和度55%，地質(zhì)儲量40×104t。

1.2 開發(fā)特征

該區(qū)域1989年投入開發(fā)，初期日產(chǎn)油4.55t，綜合含水2.5%。目前初期投產(chǎn)油井總數(shù)11口，開井5口，單井產(chǎn)能0.17t，綜合含水93.8%，累積產(chǎn)油14.07×104t，單井累產(chǎn)油1.28×104t，采出程度29.3%。注水井總數(shù)4口，開井4口，平均單井日注16m3，月注采比1.43，累積注采比1.15。2009-2012年對該井組部署9口檢查井，目前在生產(chǎn)6口。

2 檢查井組研究

通過開發(fā)動態(tài)和前期檢查井組巖心分析，在平面、剖面水驅(qū)規(guī)律和剩余油方面取得了一定認識。

2.1 平面水驅(qū)規(guī)律

2.1.1主向油井水線推進速度比側(cè)向快

受人工裂縫和天然裂縫影響，油井沿最大主應力方向的水線推進速度比側(cè)向快，主向水線推進速度為0.29～0.44m/d，側(cè)向為0.09～0.17m/d。

2.1.2主向波及范圍大

該井組在2004年和2012年實施2次水驅(qū)前緣測試，結(jié)果顯示注水主要延北東75.4°、78.9°推進，主向波及范圍大。隨著注水開發(fā)的延長水驅(qū)波及長度變小，水驅(qū)波及寬度變大，表明注水向主流線方向側(cè)向推進。

2.1.3與最大主應力方向的垂直距離越短水洗越嚴重

3口檢查井與最大主應力方的垂直距離分別為0m、70m、100m，注采井距分別為207m、138m、110m，投產(chǎn)初期含水分別為87.8%、75.6%、52.0%，結(jié)果顯示與最大主應力方向的垂直距離越短水洗越嚴重。

2.2 剖面水驅(qū)規(guī)律

2.2.1高滲層段水洗程度高

低滲透巖心啟動壓力與滲透率關(guān)系研究表明滲透率對啟動壓力影響非常顯著，滲透率小于0.5mD時，啟動壓力隨滲透率下降急劇上升，變化幅度在10-104數(shù)量級。王窯長611-2層平均滲透率級差、變異系數(shù)分別為3.10、0.29，屬中等偏強非均質(zhì)性。

在相同壓差下，注入水沿高滲層段推進較快，滲透率較低層段推進較緩。對檢查井組9口檢查井水淹層進行統(tǒng)計，一級水淹平均滲透率5.74mD，二級水淹平均滲透率2.81mD，三級水淹平均滲透率1.27mD，四級水淹平均滲透率1.28mD，表明物性好層段水淹程度高。

2.2.2井排距越小，水淹程度越高

沿裂縫主向井水淹程度高，側(cè)向井水淹程度低。主向井隨著井距的減小水洗程度升高，側(cè)向井隨著排距減小水洗程度升高。主向井剖面水洗程度均在30%以上，距離水井越近剖面水洗變得嚴重；側(cè)向井剖面水洗程度在30%以下，距離水井越近剖面水洗比例高。

2.3 波及系數(shù)和驅(qū)油效率仍有提升空間

2.3.1波及系數(shù)仍可再擴大

通過9口檢查井精細解剖，加密后比加密前體積波及系數(shù)（即考慮縱向與平面波及）提高了0.16，但仍有挖潛的空間。

2.3.2驅(qū)油效率仍可提高

水驅(qū)主流方向為NE67°左右，該通過對檢查井組解剖，該方向上的檢查井水洗厚度、水驅(qū)油效率較高，隨著與主流方向的夾角增大，水洗厚度略有減小、水洗程度由強變?nèi)?，水?qū)油效率降低,以檢查井組為例，強水洗厚度3.6m，水驅(qū)油效率42.9%，弱水洗厚度5.45m，水驅(qū)油效率24.8%，但都未達到45%的最終驅(qū)油效率。

3 “2+3”方法提高采收率

“2+3”提高采收率方法是通過注水井注入微球和表面活性劑來提高波及系數(shù)和驅(qū)油效率，探索二次開發(fā)加三次采油提高采收率新方向。

3.1 微球加表面活性劑提高采收率機理

微球注入油層后體積膨脹5-10倍，微球膨脹后封堵孔喉，在注入壓力梯度作用下運移，遇到孔喉后再次封堵，以此提高波及體積，微球主要解決的是水洗程度較高的相對高滲層段。

長期注水開發(fā)后，水洗作用形成的瀝青質(zhì)被綠泥石膜吸附使儲層由弱親水儲層變?yōu)橛H油儲層，且綠泥石膜含量及填隙物總量在弱水洗段最高，中水洗段次之，強水洗段最少。表面活性劑主要動用水洗程度較低的中低滲透層段。

3.2 微球加表面活性劑提高采收率試驗礦場實例

2016年9月在試驗區(qū)開展4個注水井組“2+3”提高采收率試驗，對應油井29口，開井22口，目前已有10口井開始見效，其中3口水淹井見油，見效比45.5%，自然遞減由39.6%下降到8.5%。

見效井中有7口正常開采油井，綜合含水下降7.8%；3口水淹地關(guān)井恢復生產(chǎn)見油。

4 結(jié)語

(1)王窯區(qū)經(jīng)過20多年注水開發(fā)剩余油仍然富集，主側(cè)向油井驅(qū)油效率都未達到最終驅(qū)油效率45%。

(2)平面水驅(qū)主向上波及范圍大，且與最大主應力方向垂直距離越短水洗越嚴重。

(3)剖面水驅(qū)受滲透率和井距影響，滲透率越高水洗程度高，且距水井越近剖面水洗越嚴重。

(4)微球加表面活性劑方法提高采收率適用低滲透油藏，見效比高達45.5%，且水淹井見油，是提高采收率的有效方法之一。

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[2]俞啟泰.注水油藏大尺度未波及剩余油的三大富集區(qū)[J].石油學報，2000,21(2).

[3]彭彩珍.長6油藏聚-表二元驅(qū)可行性及潛力評價.石油學報，2011.