張 麗，樊毅龍，唐 瀟，胡明義

（中國石油長慶油田分公司第二采油廠，甘肅慶陽 745100）

M30 油藏位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡的西南部，以碎屑巖為主的辮狀河三角洲～湖相沉積體系，主要受水下分流河道及水下分流河道側(cè)翼砂體控制，砂體由西向東方向展布，形成巖性油藏。主力層長8 的平均有效厚度10.9 m，平均孔隙度10.05%，平均滲透率0.79×10-3μm2。截至目前探明含油面積74.00 km2，探明地質(zhì)儲量2 965.23×104t。

1 水驅(qū)規(guī)律研究

通過井間微地震資料、示蹤劑測試、水驅(qū)前緣等動、靜態(tài)資料顯示M30 油藏裂縫較發(fā)育。水驅(qū)前緣對比靜態(tài)監(jiān)測，隨著注水時間延長，近井裂隙方向、裂縫傾角發(fā)生緩慢變化。從示蹤劑測試結(jié)果來看，突破時間較快，以裂縫滲透為主，隨著開發(fā)時間加長，水驅(qū)方向呈現(xiàn)多樣化，區(qū)域內(nèi)沒有明顯的優(yōu)勢通道，水驅(qū)方向復(fù)雜。實(shí)際開發(fā)過程中，動態(tài)響應(yīng)驗(yàn)證M30 油藏水驅(qū)方向復(fù)雜，根據(jù)不同見水原因及見水模式，分為腰部見水區(qū)、端部見水區(qū)、見地層水區(qū)。

腰部見水區(qū)：集中在油藏中部，以北東75°為主，實(shí)施溫和注水，停注轉(zhuǎn)采；

端部見水區(qū)：集中在油藏南部，以北東45°為主，實(shí)施周期注水、精細(xì)注水，優(yōu)化注水強(qiáng)度；

見地層水區(qū)：通過“五步法”分析，實(shí)施分段采油、找堵水。

2 見水治理對策

2.1 周期注水技術(shù)

周期注水技術(shù)通過在水井端產(chǎn)生壓力激動，改善裂縫與基質(zhì)間滲流差異，促進(jìn)裂縫與基質(zhì)相互滲流，促使?jié)B流與滲吸同步進(jìn)行，提高油藏水驅(qū)波及體積[1-5]。20世紀(jì)蘇聯(lián)、委內(nèi)瑞拉等關(guān)于不穩(wěn)定注水的理論研究成果表明不穩(wěn)定注水對非均質(zhì)油藏具有普遍的適應(yīng)性；礦場實(shí)踐證明，實(shí)施周期注水后油井含水率下降5%～15%，提高采收率2～3 個百分點(diǎn)。

M30 油藏在周期注水技術(shù)基礎(chǔ)上結(jié)合精細(xì)縫網(wǎng)刻畫，形成適應(yīng)本油藏的見水治理技術(shù)?？p網(wǎng)刻畫表明，水井距離水平井改造縫越近、累計(jì)注水量越大，則水平井見水風(fēng)險越高，礦場實(shí)踐表明兩者距離小于250 m、累計(jì)注水量大于10 000 m3時，均易導(dǎo)致水平井見水。

以縫網(wǎng)刻畫為基礎(chǔ)，根據(jù)水井與改造縫距離、累計(jì)注水量預(yù)判水平井見水風(fēng)險，實(shí)施精細(xì)注水，同時油藏整體按照排狀交錯增減期實(shí)施周期注水，采用小水量差4～7 m3，規(guī)模推廣后，水驅(qū)采收率提升2%。

2.2 微球調(diào)驅(qū)技術(shù)

聚合物微球調(diào)驅(qū)技術(shù)是針對儲層深部剩余油，通過小粒徑、低濃度、PV 級大劑量注入實(shí)現(xiàn)深部調(diào)驅(qū)。通過調(diào)驅(qū)劑在儲層深部的滯留降低高滲層滲透率（封堵），降低高滲水流速度，改變壓力場分布，進(jìn)而改變滲流場，達(dá)到改善水驅(qū)的目的。2020 年M30 油藏整體實(shí)施微球調(diào)驅(qū)技術(shù)（濃度0.1%、粒徑50 nm），其中M30單元裂縫發(fā)育，有效期較短，7 個月后含水率再次上升；裂縫-孔隙型M23 單元微球調(diào)驅(qū)見效，含水率上升受控，單井產(chǎn)能顯著提升，日增油達(dá)到18.4 t，2021 年累計(jì)增油1 801 t。分單元實(shí)施效果表明，裂縫-孔隙型M23 單元適應(yīng)性更好，為同類型油藏的微球調(diào)驅(qū)技術(shù)推廣應(yīng)用提供礦場借鑒。

2.3 水平井找堵水技術(shù)

水平井找堵水技術(shù)主要分為水平井分段采油、化學(xué)堵水兩項(xiàng)工作，是目前M30 油藏水平井控水的有效手段[6-7]。水平井分段采油是通過已有的水平井動、靜態(tài)資料判斷出水層段，對出水層段實(shí)施隔采，生產(chǎn)低含水率段，從而降低油井含水率的技術(shù)。該技術(shù)首先通過含鹽、水型分析見水類型，結(jié)合色譜曲線、分段含油性、初期改造強(qiáng)度和注采關(guān)系等參數(shù)定性判斷出水層段，根據(jù)見水類型、壓力分布狀況預(yù)留隔采位置，配套行之有效的隔采工藝，達(dá)到控水穩(wěn)油的目的。

化學(xué)堵水是在機(jī)械找水基礎(chǔ)上，將水平井的水平段分隔成幾段進(jìn)行找水測試，每一段包含幾個噴點(diǎn)，運(yùn)用半定量方法判識不同段出水情況，再通過化學(xué)堵劑對出水層段封堵的技術(shù)手段。針對M30 油藏的16 口高含水率水平井進(jìn)行化學(xué)堵水與分段采油試驗(yàn)[8-9]，礦場試驗(yàn)表明，技術(shù)見效13 口，平均有效天數(shù)387 d，單井平均日增油大于1.5 t，其中化學(xué)堵水日增油3.0 t（圖1）。

圖1 M30 油藏水平井治水效果柱狀圖

2.4 沖砂酸化補(bǔ)能技術(shù)

水平井初期開發(fā)中，由于井身結(jié)構(gòu)較直井的特殊性，導(dǎo)致井筒易出現(xiàn)砂堵現(xiàn)象，隨著開發(fā)時間延長，井筒及地層附近同時會有不同程度結(jié)垢與堵塞，針對注采敏感區(qū)的低產(chǎn)水平井，為解決能量補(bǔ)充與見水矛盾，逐步形成了沖砂酸化補(bǔ)能技術(shù)。

2022 年M30 油藏對9 口低產(chǎn)水平井實(shí)施沖砂酸化補(bǔ)能技術(shù)，有效率88.9%，平均單井補(bǔ)能2 444 m3，措施完井后液量提升近三倍，單井產(chǎn)能增加1.2 t/d，提升區(qū)域能量的同時有效緩解注采敏感問題。礦場實(shí)踐表明，不同井網(wǎng)位置、補(bǔ)能方式、補(bǔ)能液量等因素均對單井效果存在一定影響，分析認(rèn)為油藏中部井效果較好、分段補(bǔ)能優(yōu)于籠統(tǒng)補(bǔ)能。同時，補(bǔ)能液量大于2 000 m3，單井產(chǎn)能提升較為明顯（圖2）。

圖2 M30 油藏水平井單井產(chǎn)能提升效果柱狀圖

3 結(jié)論

（1）M30油藏裂縫發(fā)育，含水率上升矛盾突出，見水模式可分為裂縫型、孔隙型和孔隙裂縫型，以裂縫型見水為主。精細(xì)縫網(wǎng)刻畫指導(dǎo)精細(xì)注水、周期注水能夠一定程度改善水驅(qū)，二者相互促進(jìn)。

（2）M30 油藏分單元微球調(diào)驅(qū)實(shí)施效果表明：針對裂縫-孔隙型滲流模式微球調(diào)驅(qū)適應(yīng)性更好。

（3）水平井沖砂酸化補(bǔ)能技術(shù)是提單井產(chǎn)能的有效手段，對比不同井網(wǎng)位置、補(bǔ)能方式、補(bǔ)能液量等因素，中部井效果較好、分段補(bǔ)能優(yōu)于籠統(tǒng)補(bǔ)能；針對高含水率水平井，后期可著力推廣化學(xué)堵水技術(shù)，結(jié)合分段采油技術(shù)。