李瑞冬，白成來，齊春民，張 娟

（延長油田股份有限公司吳起采油廠勘探開發(fā)研究所，陜西吳起 717600）

鄂爾多斯盆地薛岔油區(qū)延長組構(gòu)造為東高西低的西傾單斜，受三角洲前緣水下分流河道控制，砂體成北東南西向展布，砂體厚4.8～41 m，平均孔隙度為10.8 %，滲透率為0.75×10-3μm2，油藏油水分界不明顯，缺乏邊底水，為典型的彈性-溶解氣驅(qū)巖性油藏，原始地層壓力為14.6 MPa，地層溫度65.6 ℃。由于水驅(qū)開發(fā)后地層中仍有大量的殘余油，這些分散的殘余油會產(chǎn)生賈敏效應(yīng)，嚴(yán)重降低驅(qū)油效率[1-2]。研究表明[3-5]：表面活性劑可以有效降低油水界面張力，同時可以改變儲層的潤濕性，表面活性劑體系能有效解除深部含油堵塞，使油滴容易變形通過喉道，提高洗油效率和油水相對滲透率。為進一步提高原油采收率，薛岔油區(qū)延長組長6 油層于2012 年6 月在1 號注水站實施注入濃度為0.5 %的表面活性劑驅(qū)。

1 產(chǎn)液能力分析

薛岔試驗區(qū)綜合開發(fā)曲線（見圖1），從圖1 中可以看出該區(qū)注入驅(qū)油劑3 個月后，從2012 年9 月開始初步見效，注驅(qū)油劑之前平均單井日產(chǎn)油為1.51 t，注驅(qū)油劑之后平均單井日產(chǎn)油為1.71 t，產(chǎn)油量得到提升。薛岔1 號注水站5-105 單井開發(fā)曲線（見圖2），在自然能量開發(fā)階段，該井產(chǎn)油量逐步遞減，其中紅線為模擬不注水條件下的產(chǎn)量遞減趨勢。注水開發(fā)之后，遞減得到有效控制，產(chǎn)量出現(xiàn)穩(wěn)定趨勢，而注驅(qū)油劑3 個月后，該井產(chǎn)量出現(xiàn)明顯上升趨勢，可見驅(qū)油劑在注水開發(fā)基礎(chǔ)上又進一步增加了油井產(chǎn)量。

圖1 薛岔試驗區(qū)綜合開發(fā)曲線

圖2 薛岔1 號注水站5-105 井日產(chǎn)油曲線

2 沉積相及砂體分析

薛岔油區(qū)長61沉積微相圖（見圖3），圖中紅色圈閉表示產(chǎn)量上升的井組，大多位于水下分流河道沉積微相上；而藍(lán)色圈閉表示產(chǎn)量平穩(wěn)井組，大部分位于分流河道側(cè)緣。物性分析表明薛岔長61儲層總體屬于低孔、低滲儲層，平面上表現(xiàn)出一定的非均質(zhì)性，孔隙度、滲透率的分布主要受砂體沉積的控制，即水下分流河道砂體，砂層厚度大，該區(qū)域孔隙度、滲透率相對高，而水下河道相對不發(fā)育的區(qū)域（如河道側(cè)緣），砂層厚度相對薄，該區(qū)域孔隙度、滲透率相對低。水下分流河道主體砂體，即孔隙度、滲透率大的區(qū)域，表面活性劑可以更好地提高油水滲流能力，驅(qū)替殘余油，見效更明顯。

圖3 薛岔油區(qū)長61 沉積微相圖

圖4 薛岔長61 砂體展布圖

薛岔長61砂體展布（見圖4），圖中藍(lán)色圈閉表示產(chǎn)量平穩(wěn)井組，這些井組中注水井與生產(chǎn)井分布在不同厚度范圍的砂體。而紅色圈閉表示產(chǎn)量上升井組，這些井組中的注水井與生產(chǎn)井基本分布在同一厚度范圍的砂體上。因為在定壓生產(chǎn)條件下注入水在砂體厚度變化處存在流動阻力，壓力傳播速度減慢，對于同一厚度的砂體上實施表面活性劑驅(qū)，更有利于驅(qū)油劑體系的整體推進，波及殘余油提高采收率。

薛岔油區(qū)見效井組所在長61砂體厚度（見表1）。產(chǎn)量上升井組位于砂體較厚區(qū)域。砂體是由沉積相決定的，產(chǎn)量平穩(wěn)井組處于分流河道的側(cè)緣，水動力條件相對河道主體較弱，砂巖粒度變小，單層厚度比主體河道的薄。

3 構(gòu)造分析

薛岔長6 油層處于西傾單斜的構(gòu)造背景下，發(fā)育一系列小型鼻狀隆起，鼻狀構(gòu)造的軸向均近于EW 向，鼻狀隆起的起伏形態(tài)與傾沒方向與斜坡的傾向近于一致。產(chǎn)量上升井組位于小型鼻狀構(gòu)造處，砂體分布與鼻狀構(gòu)造組合形成巖性圈閉成油氣藏，含油飽和度較高，有利于表面活性劑發(fā)揮驅(qū)油作用。

4 滲流能力分析

位于分流河道主體砂體上的井組產(chǎn)量和含水率變化值（見圖5）。注入驅(qū)油劑之后，這些井組日產(chǎn)液量得到不同程度的提高，且綜合含水率平均上升6 %。

薛岔長61油層油水相對滲透率曲線（見圖6），等滲點處的含水飽和度為57 %，油水兩相共滲區(qū)范圍較窄。取巖心樣品用非穩(wěn)態(tài)法測定驅(qū)油劑前后的油水相對滲透率曲線（見圖7），其中Kro、Krw分別為油水相對滲透率；Kros、Krws分別為活性水驅(qū)的油水相對滲透率，從圖中可以看出：驅(qū)油劑使油水兩相的相對滲透率均得到提高，從而提高儲層流體的滲流能力，產(chǎn)液能力提高?；钚运?qū)使得油水等滲點右移，表明油層巖石表面物化性質(zhì)發(fā)生變化，巖石表面親水性進一步增強，并且提高了水相的滲透率[6]。

表1 不同砂體厚度的井組見效情況

圖5 注驅(qū)油劑前后井組日產(chǎn)液量和含水率變化值

圖6 薛岔長61 油層油水相對滲透率曲線

圖7 驅(qū)油劑對相滲曲線的影響

圖8 薛岔試驗區(qū)注入壓力變化曲線

薛岔試驗區(qū)注入壓力曲線（見圖8），從圖中可以看出：注水開發(fā)階段注水壓力平均值為10.5 MPa，而2012 年6 月注入驅(qū)油劑之后，井口注入壓力有下降的趨勢，平均值為9.8 MPa，也證實了注入驅(qū)油劑之后，近井地帶殘余油被驅(qū)替，水相滲透率得到提高。

5 結(jié)論

薛岔油區(qū)實施表面活性劑驅(qū)礦場試驗后，單井產(chǎn)量遞減得到一定抑制，單井日產(chǎn)油量提高。并且在水下分流河道主體砂體上，即砂層厚度、孔隙度、滲透率值相對較大的區(qū)域，表面活性劑可以更好地驅(qū)替殘余油，見效更明顯。相滲曲線表明，表面活性劑可以使得油水等滲點右移，巖石表面親水性進一步增強，使油水兩相相對滲透率均得到提高。薛岔試驗區(qū)注入壓力下降0.7 MPa，表明驅(qū)油劑驅(qū)替了近井地帶殘余油，水相滲透率得到提高。

［1］ 李勁峰，曲志浩，孔令榮.賈敏效應(yīng)對低滲透油層有不可忽視的影響［J］.石油勘探與開發(fā)，1999，26（2）：93-94.

［2］ 王瑞飛，陳軍斌，孫衛(wèi).特低滲透砂巖油田開發(fā)賈敏效應(yīng)探討-以鄂爾多斯盆地中生界延長組為例［J］. 地質(zhì)科技情報，2008，27（5）：82-86.

［3］ 李道品. 低滲透油田開發(fā)［M］. 北京：石油工業(yè)出版社，1999：56-58.

［4］ 張星，畢義泉，汪廬山，等.低滲透油藏活性水增注技術(shù)探討［J］.石油地質(zhì)與工程，2009，23（5）：121-123.

［5］ 任曉娟，劉寧，曲志浩，等.改變低滲透砂巖親水性油氣層潤濕性對其相滲透率的影響［J］.石油勘探與開發(fā)，2005，32（3）：123-125.

［6］ 李賢兵，劉莉，朱斌.低張力體系油水相滲特征的研究［J］.石油勘探與開發(fā)，2004，31（增刊）：44-51.