沈焕文，贺海洲，秦 波，陈建宏，王碧涛，张 鹏，李化斌

（中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川 750006）

特低渗五里湾A 油藏属典型的均质型“三低”油藏，低含水期坚持以水动力受效单元为核心的精细注采调控技术，油井见效程度达到95.0%，见效幅度110%，单井产量保持在4.0 t 以上，采油速度保持在1.1 %，实现了11 年低含水高效开发，期末地质储量采出程度10.8 %，可采储量采出程度超过51.2 %；中含水期坚持精细注采调控，强化剖面治理，期末地质储量采出程度17.0 %；但进入高含水期后平面水驱波及半径增大，剩余油零散分布，剖面上主力小层动用程度高，剩余油呈米～厘米级规模相间分布，常规手段动用难度大，稳油控水难度加大，进入开发调整的关键时期，通过细化小层认识，更加注重注采对应关系的调整，突出向层内要油、在层内控水的主攻方向，开展以精细单砂体剩余油动用技术、不稳定注水技术、微球驱技术和空气泡沫驱为主的技术实践，实现了剩余油的精准动用。形成的技术系列对同类油藏高含水期开发调整措施具有重要的现实指导意义[1-5]。

1 高含水期面临的开发矛盾

1.1 水驱波及半径增大，剩余油分布复杂

五里湾A 油藏基础井网井排距为330 m×330 m的正方形反九点井网，开发特征表现为平面注水均匀推进，随着采出程度增加，水驱波及半径逐步增大，从历年检查井取心及试油试采效果看，目前水驱半径已突破300 m，平面剩余油分布愈加复杂，常规手段挖潜难度增大。

1.2 剖面上注入沿高渗层段突进，低渗层段挖潜动用难度大

受储层物性影响，纵向上物性好、注采连通性较好的小层水洗程度最高，物性较差、层理发育的小层水洗程度较弱或未水洗。总体水洗程度已达到70%，以中水洗为主，中强水洗达到50 %左右，弱水洗20 %～40 %，未水洗20 %左右。纵向上单砂体剩余油分米～厘米级规模相间分布，常规手段动用难度大。

2 高含水期稳油控水技术研究

针对目前存在的开发矛盾，通过细化小层认识，更加注重注采对应关系的调整，突出向层内要油、在层内控水的主攻方向，开展以精细单砂体剩余油动用技术、不稳定注水技术和空气泡沫驱为主的技术实践，不断扩大注水波及体积，提高剩余油的精准动用和最终采收率。

2.1 精细单砂体剩余油动用技术

深化储层再认识，进一步细分单砂体连通状况，充分结合剩余油分布、隔夹层厚度及储层有效动用程度，寻找潜力层，实现向层内要油、在层内控水。

基于精细单砂体刻画基础上，以渗透率级差和隔夹层为主参数，通过数值模拟成果表明，层内储层渗透率级差越小，水驱波及体积越大，当级差等于3 时，波及体积77.8 %，当级差等于8 时，波及体积74.2 %，当级差等于10 时，波及体积70.2 %，同时从降含水效果看，分注井含水明显低于未分注井。

根据数值模拟效果，2018 年采取精细层内分注措施16 口，5 口可对比井吸水厚度增加2 m～3 m，低渗层段开始吸水，高渗层段注入突进得到减缓，井组油井递减率由分注前的3.56 %下降到1.08 %。有效提高了平面上水驱控制程度和剖面上水驱动用程度，达到挖潜剩余油、提高采收率的目的。

2.2 不稳定注水技术

针对特低渗油藏进入高含水期储层非均质性增强的特征，通过改变注水方式，按一定规律改变注水方向和注水量，在油层内产生连续不稳定压力分布，使高、低渗区域发生油水交渗流动，提高低渗层水驱动用程度。

针对油藏局部高压井组含水上升加快问题，采用交互增减方式开展周期注水试验，提高水驱波及体积。2018 年开始陆续开展34 井组，从实施效果看，月度递减率和含水上升率得到明显控制（见图1），达到了稳油控水的目的。

2.3 微球驱技术

聚合物微球在油层中具有封堵、变形、运移、再封堵的特性，有效改善地层的非均质性，阻止或减缓注水单向突进，降低已见水油井含水的上升速度，具有深部调剖和驱油的双重作用，最大限度提高注入水的波及体积，最终达到提高采收率的目的。

图1 五里湾A 油藏不同批次不稳定注水井组效果生产曲线

2014-2018 年累计实施微球驱221 井次，措施后含水上升率得到明显控制，由注入前的9.3 %下降到5.8 %，S 型曲线向右偏移，预测提高采收率3.4 %。

2.4 空气泡沫驱技术

空气泡沫驱综合了气驱与泡沫驱的优点，可实现调剖与驱油作用，可有效提高波及体积和驱油效率，五里湾A 油藏岩心驱油试验表明，空气泡沫驱油体系在水驱后转入空气泡沫驱可提高驱油效率20 %以上，提高最终采收率效果显著。

五里湾A 油藏空气泡沫驱经历了先导试验、扩大试验和工业性试验阶段，通过十年的矿场试验表明，空气泡沫驱在改善水驱、稳油控水和提高采收率效果显著。纵向上高渗层段得到封堵，低渗层段开始动用，8口可对比井吸水厚度由注入前的9.9 m 上升到11.9 m，水驱动用程度由53.4 %上升到67.1 %；平面上原水驱优势方向油井含水上升得到抑制，弱水驱方向油井逐步见效，见效率64.8 %，累计增油6.7×104t，递减由整体注入前的24.5 %下降至最低-0.74 %，提高采收率发展趋势良好，预测提高采收率10.21 %。

通过不断深化地质认识，突出向层内要油、在层内控水的主攻方向，开展以精细单砂体剩余油动用技术、不稳定注水技术、微球驱技术和空气泡沫驱为主的技术实践，五里湾A 油藏开发形势稳定，水驱状况得到明显改善，提高采收率发展趋势良好，预测最终采收率有望由标定的24.0 %上升到35.0 %。

3 结论与认识

（1）不同开发阶段面临的开发矛盾和采取的稳产技术手段不同，特低渗均质型油藏初期坚持水动力受效单元为核心的精细注采调控技术能够确保油藏高起点高效开发，但进入高含水期后，油水两项渗流发生变化，依靠常规手段稳油控水难度大，需进一步精细细分油砂体，稳油控水技术必须突出向层内要油、在层内控水转变，进一步扩大波及体积，提高最终采收率。

（2）五里湾A 油藏高含水期通过开展以精细单砂体动用技术、不稳定注水技术、微球驱技术和空气泡沫驱为核心综合稳油控水技术，油藏开发形势得到明显改善。

（3）五里湾A 油藏空气泡沫驱技术通过近十年的矿场试验表明，在改善水驱、提高采收率方面效果显著，该技术应用前景广泛，将是下步五里湾油藏提高最终采收率的核心技术，同时对其他油藏的稳产具有较强的现实指导意义。