易爱文，李小龙，拓宝强，杨永钊

(西安石油大学，陕西 西安710065)

杏子川采油厂王214油区油层属低孔、低渗储层，注采层位为延长组长21油层;油层平均有效厚度17.3 m，孔隙度为17%，渗透率为7.96 μm2。该区块现有注水井9口，受益井 43 口，含油面积 3.687 km2，水驱控制面积 2.27 km2，区块地质储量274×104t，注水水源为洛河层水。

由于该区属滞后注水，油层欠压严重，在水驱开发阶段，由于非均质性强，注入水与地层水配伍性差，含有饱和度低，造成水线推进不均匀，近井地带结垢发生堵塞，导致注入压力不断增加，注水困难，微裂缝在高压条件下张开形成水窜，部分井组含水上升过快，水驱效果差，驱油率低，剩余油大量存在于储层中，单一依靠注水方式对该区块进行开发难以解决目前存在的问题。

为改善水驱效果，增加驱油效率，最大限度的开发剩余油，该区基于室内实验结果，采用了生物酶活性复合驱方式来提高该区原油采收率。

1 生物酶活性复合驱现场试验

1.1 注入工艺

1.1.1 段塞组合

根据室内研究成果，注入表活剂可以大幅度的提高裂缝型和孔隙型岩心的驱油效率，该区试验分多段塞注入:先注入7天表面活性剂剂段塞，再注7天水，之后再注7天的生物酶段塞，紧接着按照正常注水7天，完成一个周期的注入，以后类推。每个段塞处理储层半径约为15～20 m。表面活性剂注入浓度为0.5%，生物酶注入浓度为0.5%。

1.1.2 注入层段和配注量

该区的注水层系比较单一，均为延长组长21层，层间矛盾较少，注入层段吸水状况较好，且为了更好的评价试验效果，与水驱效果进行对比，在试验过程中，对注水时的注入层段和注入量不做大调整，按照目前油井测产资料及区块产液量综合分析，设计试验区注入井日配注总量为233 m3/d。

1.1.3 注入总量

根据室内试验研究成果，驱油溶液注入量为0.3 PV时可提高驱油效率10%以上。按照室内研究成果，考虑现场注入状况，确定本次试验总体注入总量为0.3 PV，取试验区孔隙度17.3%、油层饱和度35%，射孔厚度2 m，控制含油面积2.27 km2计算，地层孔隙体积为771 800 m3，注入溶液总体积为231 540m3。

1.1.4 最大注入压力

根据该区长21油层压力时测试其破裂压力为24 MPa，油层埋深780 m，故按照(注入压力=井口压力+液柱压力－管损压力+0.5)计算，该区最大注入压力约为16 MPa。所以，注水中，井口注入压力小于16 MPa。

2 王214微生物活性复合驱现场应用效果

2.1 单井效果评价

王214试验区一线注水受效油井共有41口，全部正常生产。注入驱油剂后生产井表现为不同的生产特征。其中13口油井表现为"产液上升、产油上升、含水下降"的特征，占一线受益井总数的31.7%;13口油井表现为"产液上升、产油上升、含水上升"的特征，占一线受益井总数的31.7%;10口油井日产油下降，占一线受益井总数的24.4%，主要原因为含水上升导致的。油井具体详细动态特征见表1。

根据区块油井生产动态数据分析，自6月27始油井逐步开始见到增油效果，至10月下旬有31口油井见到增油效果，油井见效率75.6%，计算至11月30日累计净增油量为1 940.7 m3，约为1 707 t。王 210井组(见图 1)自实施注剂以来，产液上升、产油量持续上升、含水稳定或下降，王311－3井组(见图2)产液上升、产油上升、但增幅相对较小，且持续时间不长。

生物活性驱油体系可有效降低储层岩石表面张力，改善岩石润湿性。从注药剂以来，注入井注入压力均不同程度的上升，综合分析注水井注入压力、注入量的关系发现，注入压力上升的主要原因为日注水量的增加。计算分析各注入井(王311－2井和王209－2井)各个时间的单位压差下的注水量(视吸水指数)可以看出，药剂注入后，各注水井单位压力下的注入量有不同程度的增加，该现象说明表活剂的注入达到了降压增注的效果(见图1)。

图1 王311－2井和王209－2井视吸水指数变化曲线

2.2 井组效果评价

自注入驱油剂以后，王214区块日产液和日产油均呈上升趋势，综合含水基本稳定，目前有下降趋势。区块日产液随日注水量的提高有所提高，试验前日产液量为229.13 m3/d，目前为 277.47 m3/d;综合含水试验前为 60.7%，目前为59.54%，下降了1%;区块日产油量前期基本保持稳定，自8月底开始逐步上升，目前区块日产油为89.54 t，比试验前日增加20.49 t。统计至2011年11月底，区块累计净增油6 675 t，考虑试验前区块自然递减12%，生物活性复合驱矿场试验累计增油10 395 t。区块生产曲线见图2所示。

图2 王214区块产量变化曲线

2.3 采收率预测

根据2006年以来的生产数据，利用甲型水驱规律曲线预测:lnWp=a+bNp，其中 a=0.7903，b=0.0304，计算的水驱控制储量为234.48×104t，试验区油藏注水开发可采储量为67.59×104t，计算水驱采收率为28.83%。自2010年5月开始试验后，曲线出现明显拐点，说明最终水驱采收率得到提高。预测增加可采储量16.68×104t，提高采收率6.08%。

3 结语

在王214块开展的生物活性复合驱在现场试验取得了明显效果，该生物驱油剂具有配伍性强、适应性好，提高采收率高，同时比国内其他生物活性驱油剂成本低。从目前国内区块来看，该生物活性技术具有较高的技术水平，达到了国内先进水平。从实施的技术指标来看，提高采收率，对于油井见效广，生物活性驱油剂具有很好的适应性。对于延长油田特低渗油藏的开发具有借鉴意义，尤其是对于特低渗油藏注水开发，进一步提高采收率具有重要的指导意义。

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