李瑞冬，白成来，齐春民，张 娟

（延长油田股份有限公司吴起采油厂勘探开发研究所，陕西吴起 717600）

鄂尔多斯盆地薛岔油区延长组构造为东高西低的西倾单斜，受三角洲前缘水下分流河道控制，砂体成北东南西向展布，砂体厚4.8～41 m，平均孔隙度为10.8 %，渗透率为0.75×10-3μm2，油藏油水分界不明显，缺乏边底水，为典型的弹性-溶解气驱岩性油藏，原始地层压力为14.6 MPa，地层温度65.6 ℃。由于水驱开发后地层中仍有大量的残余油，这些分散的残余油会产生贾敏效应，严重降低驱油效率[1-2]。研究表明[3-5]：表面活性剂可以有效降低油水界面张力，同时可以改变储层的润湿性，表面活性剂体系能有效解除深部含油堵塞，使油滴容易变形通过喉道，提高洗油效率和油水相对渗透率。为进一步提高原油采收率，薛岔油区延长组长6 油层于2012 年6 月在1 号注水站实施注入浓度为0.5 %的表面活性剂驱。

1 产液能力分析

薛岔试验区综合开发曲线（见图1），从图1 中可以看出该区注入驱油剂3 个月后，从2012 年9 月开始初步见效，注驱油剂之前平均单井日产油为1.51 t，注驱油剂之后平均单井日产油为1.71 t，产油量得到提升。薛岔1 号注水站5-105 单井开发曲线（见图2），在自然能量开发阶段，该井产油量逐步递减，其中红线为模拟不注水条件下的产量递减趋势。注水开发之后，递减得到有效控制，产量出现稳定趋势，而注驱油剂3 个月后，该井产量出现明显上升趋势，可见驱油剂在注水开发基础上又进一步增加了油井产量。

图1 薛岔试验区综合开发曲线

图2 薛岔1 号注水站5-105 井日产油曲线

2 沉积相及砂体分析

薛岔油区长61沉积微相图（见图3），图中红色圈闭表示产量上升的井组，大多位于水下分流河道沉积微相上；而蓝色圈闭表示产量平稳井组，大部分位于分流河道侧缘。物性分析表明薛岔长61储层总体属于低孔、低渗储层，平面上表现出一定的非均质性，孔隙度、渗透率的分布主要受砂体沉积的控制，即水下分流河道砂体，砂层厚度大，该区域孔隙度、渗透率相对高，而水下河道相对不发育的区域（如河道侧缘），砂层厚度相对薄，该区域孔隙度、渗透率相对低。水下分流河道主体砂体，即孔隙度、渗透率大的区域，表面活性剂可以更好地提高油水渗流能力，驱替残余油，见效更明显。

图3 薛岔油区长61 沉积微相图

图4 薛岔长61 砂体展布图

薛岔长61砂体展布（见图4），图中蓝色圈闭表示产量平稳井组，这些井组中注水井与生产井分布在不同厚度范围的砂体。而红色圈闭表示产量上升井组，这些井组中的注水井与生产井基本分布在同一厚度范围的砂体上。因为在定压生产条件下注入水在砂体厚度变化处存在流动阻力，压力传播速度减慢，对于同一厚度的砂体上实施表面活性剂驱，更有利于驱油剂体系的整体推进，波及残余油提高采收率。

薛岔油区见效井组所在长61砂体厚度（见表1）。产量上升井组位于砂体较厚区域。砂体是由沉积相决定的，产量平稳井组处于分流河道的侧缘，水动力条件相对河道主体较弱，砂岩粒度变小，单层厚度比主体河道的薄。

3 构造分析

薛岔长6 油层处于西倾单斜的构造背景下，发育一系列小型鼻状隆起，鼻状构造的轴向均近于EW 向，鼻状隆起的起伏形态与倾没方向与斜坡的倾向近于一致。产量上升井组位于小型鼻状构造处，砂体分布与鼻状构造组合形成岩性圈闭成油气藏，含油饱和度较高，有利于表面活性剂发挥驱油作用。

4 渗流能力分析

位于分流河道主体砂体上的井组产量和含水率变化值（见图5）。注入驱油剂之后，这些井组日产液量得到不同程度的提高，且综合含水率平均上升6 %。

薛岔长61油层油水相对渗透率曲线（见图6），等渗点处的含水饱和度为57 %，油水两相共渗区范围较窄。取岩心样品用非稳态法测定驱油剂前后的油水相对渗透率曲线（见图7），其中Kro、Krw分别为油水相对渗透率；Kros、Krws分别为活性水驱的油水相对渗透率，从图中可以看出：驱油剂使油水两相的相对渗透率均得到提高，从而提高储层流体的渗流能力，产液能力提高。活性水驱使得油水等渗点右移，表明油层岩石表面物化性质发生变化，岩石表面亲水性进一步增强，并且提高了水相的渗透率[6]。

表1 不同砂体厚度的井组见效情况

图5 注驱油剂前后井组日产液量和含水率变化值

图6 薛岔长61 油层油水相对渗透率曲线

图7 驱油剂对相渗曲线的影响

图8 薛岔试验区注入压力变化曲线

薛岔试验区注入压力曲线（见图8），从图中可以看出：注水开发阶段注水压力平均值为10.5 MPa，而2012 年6 月注入驱油剂之后，井口注入压力有下降的趋势，平均值为9.8 MPa，也证实了注入驱油剂之后，近井地带残余油被驱替，水相渗透率得到提高。

5 结论

薛岔油区实施表面活性剂驱矿场试验后，单井产量递减得到一定抑制，单井日产油量提高。并且在水下分流河道主体砂体上，即砂层厚度、孔隙度、渗透率值相对较大的区域，表面活性剂可以更好地驱替残余油，见效更明显。相渗曲线表明，表面活性剂可以使得油水等渗点右移，岩石表面亲水性进一步增强，使油水两相相对渗透率均得到提高。薛岔试验区注入压力下降0.7 MPa，表明驱油剂驱替了近井地带残余油，水相渗透率得到提高。

［1］ 李劲峰，曲志浩，孔令荣.贾敏效应对低渗透油层有不可忽视的影响［J］.石油勘探与开发，1999，26（2）：93-94.

［2］ 王瑞飞，陈军斌，孙卫.特低渗透砂岩油田开发贾敏效应探讨-以鄂尔多斯盆地中生界延长组为例［J］. 地质科技情报，2008，27（5）：82-86.

［3］ 李道品. 低渗透油田开发［M］. 北京：石油工业出版社，1999：56-58.

［4］ 张星，毕义泉，汪庐山，等.低渗透油藏活性水增注技术探讨［J］.石油地质与工程，2009，23（5）：121-123.

［5］ 任晓娟，刘宁，曲志浩，等.改变低渗透砂岩亲水性油气层润湿性对其相渗透率的影响［J］.石油勘探与开发，2005，32（3）：123-125.

［6］ 李贤兵，刘莉，朱斌.低张力体系油水相渗特征的研究［J］.石油勘探与开发，2004，31（增刊）：44-51.