马玉婷，张建娜，雷 艳，黄 勇，黄新翠，陆雪皎，李 燕，李 云

（中国石油长庆油田分公司第五采油厂，陕西西安 710200）

1 油田地质概况

姬塬油田位于鄂尔多斯盆地中部，构造上处于天环坳陷中部东侧。罗1 长8 油藏为西倾单斜背景之上由差异压实作用形成的一系列幅度较小的鼻状隆起[1]。

罗1 长8 油藏为三角洲前缘沉积体系控制下的低渗透岩性油藏，沉积砂体以水下分流河道为主，平面上呈北西-南东条带状展布。平均油层厚度10.5 m，孔隙度9.32%，空气渗透率0.57 mD，探明含油面积130.78 km2，动用地质储量7 057.16×104t，可采储量1 411.43×104t。

2 开发特征分析

2.1 开发现状

罗1 区块2007 年产建评价，2008-2011 年规模开发，采用菱形反九点注采井网，目前油井总井数1 224口，开井1 142 口，日产液水平3 082 t，日产油水平1 476 t，综合含水52.1 %；注水井总井数444 口，开井425 口，日注水8 605 m3，单井日注20 m3；地质储量采油速度0.71 %，采出程度7.88 %，可采储量采出程度4.40 %。月注采比2.31，累积注采比1.87。

2.2 水驱特征

2012 年以来，水驱控制程度、动用程度稳中有升，水驱控制程度由93.5 %上升到96.2 %，水驱动用程度由70.2 %上升到71.2 %。存水率保持平稳，目前在0.88 左右，整体开发形势稳定。

2.2.1 地层能量 罗1 区块目前地层压力15.41 MPa，压力保持水平82.2 %（可对比井189 口），压力保持水平较低，且平面分布不均。压力保持水平低主要包括以下原因：（1）油藏边部储层物性差，平面非均质性强，压力驱替系统难以建立；（2）受微裂缝及水驱优势通道泄压影响，优势通道上见水井压力保持水平高，高液高含水，侧向井低产低效，压力保持水平低，主侧向压差大；通过近几年集中治理，2017-2018 年地层压力保持水平由82.0 %上升到82.2 %，侧向压力驱替系统逐步建立。

2.2.2 见效特征 罗1 区块有注水开发井1 122 口，已明显见效828 口，见效周期586 d，见效率73.8 %，以增产稳产型见效为主，其中见效增油井398 口，见效周期651 d；见效稳定井198 口，见效周期434 d；见效含水上升井232 口，见效周期598 d。整体上东南部、西南部以增产型为主，西北部、中部见效后含水上升井较多，不见效井主要分布在边部物性较差区及裂缝发育侧向驱替未建立局部区域。

2.2.3 含水变化规律 从平面分布图来看，西南部发育微裂缝，部分油井早期见水；西北部、中部初期低含水，随注水时间延长，微裂缝逐步开启，见水井增多；东南部物性较好，驱替过程中吸水剖面形态变差，逐步形成优势高渗通道，部分井见效后呈孔隙型见水特征，含水呈东西向条带状分布。

3 水驱效果影响因素分析

3.1 砂体连通程度

河道侧翼及交汇处砂体非均质程度较强，因砂体展布变化导致井间连通性变差，个别小层有采无注或有注无采，失去注水控制，水驱方向单一。

区块水驱控制程度达96.2 %，但井组内平面受效不均，主侧向压差大。西南部打加密井后，发现砂体展布变化较大，精细单砂体划分后平面注采对应性发生变化，原认识水驱控制程度偏高。

从地240-66-地241-66-地242-66 连井剖面看出，注水井地241-66 井与地240-66 单砂体连通，对应性好，与地242-66 砂体对接式接触，注采不对应，导致地252-66 井无能量补充供液逐步变差，地240-66 井实际注水强度偏大，见效后迅速见水。

3.2 裂缝分布特征

通过岩心观察、成像测井特征、各向异性成果图分析及示踪剂、水驱前缘等特殊测试动态验证，罗1 区天然裂缝及人工裂缝错综复杂[2]，主要集中发育于西北部、中部及西南部长822区，微裂缝的存在增大了储层平面及纵向非均质性，存在微裂缝的主渗流层吸水强度大，对应油井易见效见水，目前罗1 区已累计出现见水井178 口，占开井数的15.6 %，累计损失产能297 t，裂缝主侧向压差大，平面矛盾突出。

3.3 层间非均质性

根据排驱压力、变异系数、分选系数、中值半径等储层物性分析，罗1 长8 储层非均质性显著，渗透率级差大导致层间差异大，注入井表现出吸水不均，注入形态差异大，单层存在弱吸甚至不吸，采油井单层产液差异大（见图1）。

图1 耿262 井岩心渗透率条形图

3.4 层内非均质性

罗1 区水井层内吸水不均逐年加剧（不均井占比27.4 %），局部形成高渗带，剖面动用程度低，水驱波及体积小。

3.4.1 物性夹层、泥质夹层影响 河道交汇处夹层发育，波及厚度小吸水形态变差，局部注水强度偏大，对应油井不见效小层供液逐步变差，局部强动用小层见水。

典型井组：地217-74 井组位于罗1 区块东南部，物性较好，吸水剖面呈尖峰状，上弱下强，对应地217-75井2018 年7 月逐步见水（含水由10.5%上升到52.0%）。通过测井图分析，地217-74 单砂体内存在物性夹层，水井下段注水强度偏大，油井只动用下部高渗段，导致油井逐步见水。

3.4.2 渗透率级差影响 渗透率级差较大井，在长期注水冲刷下，砂岩储层中孔喉连通性变好，局部渗透率升高形成高渗通道，剖面吸水不均凸显，动用程度降低，对应油井见效后易见水；渗透率级差较小井，开发中保持均匀吸水，井组油井保持较低含水开发。

3.5 射孔程度

部分井砂体发育较厚，射孔程度相对较低时水驱动用程度低，对应油井砂体动用程度低，动用高渗层易见水，低渗层未得到充分开发动用。

3.6 沉积韵律及重力因素

罗1 长8 储层属三角洲沉积体系中的三角洲前缘亚相沉积[3]，水下分流河道是主要骨架砂体，内部具有粒度向上变细的正韵律沉积序列[4]。砂体单层厚度较大时（>10 m），笼统注水过程中，受渗透率递变规律及重力因素影响，吸水段逐渐下移，在砂体底部形成高渗条带即水驱优势通道，造成局部注入水单向突进。通过示踪剂测试显示，注入水沿底部突进后，造成邻井含水快速上升。

4 提高水驱效率对策研究及效果分析

针对以上造成水驱效率低的主要因素，从平面、层间、层内三大矛盾入手，结合开发动态不断深化地质认识，开展分类治理。

4.1 精细单砂体刻画

根据单砂体的垂向叠加和平面接触关系，确定同一期次单一河道边界识别标志，重新精细划分单砂体横向边界。如罗1 加密区砂体平面上厚度变化大，纵向上发育不稳定，通过对比加密前后单砂体连通剖面，井间砂体连通关系更加明确。并针对有注无采、小层见水、不见效油井，合理制定油井措施，挖潜层内剩余油。

以地加239-684 井为例，划分前认为其是一期稳定沉积，注采对应好，动用程度高。划分后认为该砂体为四期河道叠加，部分小层注采对应变差，储层纵向动用程度变低。

4.2 提高纵向动用程度

4.2.1 选择性增注 根据动态监测资料，及时掌握各分注小层吸水动态，针对层间吸水不均水井及时对不吸或弱吸层开展选择性增注措施，避免相对注入量少的小层长期达不到配注，导致单层能量亏空，而物性较好层因注入强度偏大引发油井见水，避免由地层原因导致分层注水效率低。2016-2018 年对罗1 区层间吸水不均井实施选择性增注18 口，平均吸水厚度增加2.4 m，有效改善了剖面动用形态。

4.2.2 提高射孔程度 射孔程度低直接导致剖面动用程度低，如地197-47 井砂体厚度16.6 m，但射孔段只有8.0 m，射孔程度48.2 %，相对偏低，其吸水厚度也仅有8.0 m，即只有射开段吸水得到动用，下部砂体未有效动用。针对此类水井下步计划实施提高射孔程度8 口，提高层内有效动用程度，均衡补充地层能量。

4.3 封堵优势渗流

4.3.1 常规调剖调驱措施 针对高渗见水层堵水调剖可增大井底渗流阻力，有效改变注入水沿优势层流动，提高水驱波及系数，控水增油效果较好。

PEG 高凝胶堵水调剖：2016 年在罗1 区开展先导试验2 个井组，2017 年以来由“单井点堵水”向“区域连片堵水”转变，截止目前实施145 个井组（正实施32个井组），见效比例28.8 %，单井日增油0.5 t，含水下降4.1 %，整体效果较好。

聚合物微球调驱：利用聚合物的黏弹性（3 个聚合物分子形成稳定的三角“架桥”）形成堵塞封堵高渗层，增大波及体积以达到提高采收率的目的[5，6]。

2017 年在西北部裂缝发育区、东南高产区试验54个井组，见效比例37.2 %，单井日增油0.7 t，含水下降4.0 %；2018 年在西北部平面水驱不均区实施57 个井组，见效比例25.9 %，单井日增油0.4 t。从适应性来看，东南部超低渗Ⅰ类储层开发早中期（含水40 %左右）、孔隙型见水区调驱效果较好。

4.3.2 新工艺技术试验 分流酸化调剖：针对层内吸水不均，常规酸化效果差的问题，根据不同类型分流剂的技术特点，在罗1 区东南部局部见水、平面矛盾初显区集中试验在线分流酸化剖面治理技术。

2018 年实施8 口，试验3 种分流剂（见图2），注入剖面测试6 口，其中4 口吸水状况明显改善，平均吸水厚度增加1.6 m，水驱动用程度由60.6%上升到72.9%。

图2 WS-1 液体、SA-1 颗粒、绒囊（镜下）图片

纳米水降压驱油试验：采用纳米水减弱水分子间的氢键缔合、降低水分子团簇大小、降低界面张力的作用机理，使水进入常规水驱难以波及的低渗区域，从而达到降压增注和扩大波及体积目的。

结合油藏实际开发矛盾，优选罗1 区东南部高产区三个井组（18 口油井）开展现场试验，已于2018 年11 月9 日开注，目前正跟踪动态下步做好试验效果评价（见图3）。

图3 纳米水降压驱油机理示意图

表活剂降压驱油试验：充分利用表活剂能改变体系界面性质能力的特性，对低渗透储层岩石润湿、毛管力、油水界面张力等都具有显著影响、可改变低渗透储层特殊的界面特征，针对中部注入压力高、平面矛盾突出的特点，优选储层连通性好、水质配伍性好、储层中性偏亲油、频繁欠注区4 个井组（平均油压19.5 MPa，平均分压19.6 MPa，对应22 口油井）开展表面活性剂降压驱油试验，利用其降低贾敏效应带来的附加阻力，对滞留在孔道中的残余油启动和运移，实现降压驱油作用。

4.4 均衡平面采液强度

4.4.1 主向油井关停 罗1 中部裂缝发育区，见水时间早且呈多方向性，见水井占比16.4 %、采出程度低5.8 %，水驱效率低，堵水调剖效果不理想，治理难度大，近几年已主向关停14 口，区域地层能量逐步恢复，由16.15 MPa 上升到16.21 MPa。

4.4.2 侧向油井引效 在前期PEG、微球等调剖调驱均衡渗流基础上，侧向驱替逐步建立，在中部裂缝发育区开展侧向引效低产井连片治理32 口，低产井平均单井产能由0.30 t 上升到0.83 t，低产井井数由70 口下降到61 口，低产低效井占比由29.7 %下降到25.7 %，治理效果较好。

4.4.3 水淹井转注 针对裂缝见水堵水调剖无效、侧向井供液逐步变差、井组内存在水井注入压力高欠注、区域压力保持水平低的情况，在罗1 中部裂缝见水区转注水淹井4 口，形成排状注水，日减少无效采出量32 m3，转注后效果较好，见水区主侧向压差由2.4 MPa下降到1.5 MPa，实施区域压力保持水平由68.3 %上升到86.7 %，压力分布更趋均衡，自然递减由10.1 %下降到1.5 %，采油速度提高0.02 %。下步优选小层与周围井对应性良好的13 口水淹井进行转注，补充地层能量。

5 结论

（1）精细单砂体刻画可使井间砂体连通关系更加明确，并根据注采对应关系，制定单砂体补孔、优化注水强度等针对性措施，建立有效驱替。

（2）PEG 高凝胶堵水调剖、聚合物微球调驱等措施可有效封堵优势渗流，均衡平面水驱及能量分布。PEG高凝胶调剖对爬坡压力要求较高，调剖体系仍需进一步优化；聚合物微球在超低渗Ⅰ类储层开发早中期、孔隙型见水区适应性较好。

（3）分流酸化调剖等新工艺技术，可有效改善近井地带剖面动用情况，实现了注入水由高渗通道指进转变为均匀推进。

（4）主向井控液可有效减缓地层泄压，侧向驱替建立后压裂引效增油效果较好，可有效降低低产井比例，提高采油速度，是改善开发效果的有效手段。