鄭 浩，郭文娟，孟利華，李 東，馬云成，李化斌

（1.中國石油長慶油田分公司第九采油廠，寧夏銀川 750006；2.中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

1 侏羅系油藏進(jìn)入雙高階段面臨的開發(fā)矛盾

1.1 剩余油高度分散，常規(guī)手段挖潛難度大

侏羅系油藏進(jìn)入雙高開發(fā)階段后，已形成水驅(qū)高滲層或水驅(qū)優(yōu)勢通道，剩余油分布高度零散，常規(guī)注采調(diào)控技術(shù)提高驅(qū)油效率難度大。

1.2 剖面上注入水沿高滲層段突進(jìn)，周期性治理效果變差

受儲層物性及沉積韻律影響，剖面水驅(qū)動用程度低，隨注水時間延長，注入沿高滲段或高滲方向突進(jìn)，剖面上吸水形態(tài)變差，常規(guī)措施周期性治理效果變差，需要開展深層次調(diào)驅(qū)措施。

表1 侏羅系油藏微生物活化水驅(qū)試驗(yàn)區(qū)篩選統(tǒng)計表

2 微生物活化水驅(qū)技術(shù)試驗(yàn)區(qū)優(yōu)選

2.1 試驗(yàn)區(qū)地質(zhì)特征

根據(jù)微生物活化水驅(qū)技術(shù)機(jī)理，依據(jù)《SY/T 6888-2012 微生物驅(qū)技術(shù)規(guī)范》，并參考國內(nèi)外油田微生物驅(qū)油藏篩選條件，結(jié)合某油田侏羅系油藏儲層特征、開發(fā)現(xiàn)狀，優(yōu)先在A、B 及C 區(qū)塊開展先導(dǎo)試驗(yàn)，儲備低滲透高含水油藏提高采收率技術(shù)。

試驗(yàn)區(qū)位于某油藏侏羅系，構(gòu)造位于鄂爾多斯盆地一級構(gòu)造單元陜北斜坡中段，為一套平原網(wǎng)狀河沉積，主要開發(fā)層位為延92，構(gòu)造形態(tài)上表現(xiàn)為東高西低，北高南低。油藏西部及局部發(fā)育一定的邊底水。A、B 區(qū)塊油藏砂體穩(wěn)定，邊底水不發(fā)育，剩余油零散分布，常規(guī)手段挖潛難度大；C 區(qū)塊射開程度低、非均質(zhì)性強(qiáng)，注入水易沿高滲層突進(jìn)，含水上升加快（見表1）。

2.2 試驗(yàn)區(qū)優(yōu)選

根據(jù)微生物活化水試驗(yàn)總體部署，并充分依托現(xiàn)有采出水處理系統(tǒng)及注水流程，考慮節(jié)約成本的原則，優(yōu)選A 區(qū)塊27 注80 采、B 區(qū)塊9 注19 采、C 區(qū)塊20注61 采，采出水回注區(qū)開展整體連片現(xiàn)場試驗(yàn)，整體形成56 注160 采的注采格局。

3 微生物活化水驅(qū)技術(shù)試驗(yàn)及效果分析

3.1 微生物活化水驅(qū)技術(shù)應(yīng)用

立足某油藏侏羅系儲層特征，注重技術(shù)機(jī)理研究和礦場實(shí)踐有機(jī)結(jié)合，全周期方案設(shè)計兩個段塞，調(diào)剖微生物+多種功能菌組合段塞。

段塞1：強(qiáng)化產(chǎn)生物聚合物功能菌活化段塞；利用微生物菌體和其產(chǎn)生的生物聚合物封堵高滲水流通道，進(jìn)行微生物整體調(diào)剖。

段塞2：多種功能菌組合活化段塞—連續(xù)注入；在第一段塞基礎(chǔ)上，利用產(chǎn)生的生物表活劑等代謝產(chǎn)物提高驅(qū)油效率，并進(jìn)一步激活油藏深部厭氧功能菌、產(chǎn)甲烷菌等，產(chǎn)生生物氣提高油層壓力和原油流動性。

3.2 階段性效果分析

3.2.1 整體效果

3.2.1.1 注入壓力變化符合微生物調(diào)驅(qū)機(jī)理 整體呈現(xiàn)先升后降的過程，注入壓力由8.7 MPa 上升到8.9 MPa再下降到8.1 MPa，表明第一段塞封堵效果有所體現(xiàn)，從壓力的變化特征看，符合深部驅(qū)油的特征。從分區(qū)塊來看，三個區(qū)塊壓力變化各有不同，A 區(qū)塊提壓較慢，B區(qū)塊提壓較快，C 區(qū)塊整體下降。

3.2.1.2 剖面厚度變薄，但形態(tài)改善 18 口可對比吸水厚度由4.9 m 上升到5.0 m，水驅(qū)動用程度由45.2 %上升到46.1 %，從形態(tài)來看，變好和穩(wěn)定的有11 口，占比61.1 %，變差的7 口井，整體上對吸水形態(tài)的改善初步體現(xiàn)，部分不吸層段開始吸水，吸水下移及尖峰狀吸水均有所改善。

3.2.1.3 油井初步開始見效 階段見效油井51 口，見效周期1 個月，見效率31.9 %（扣除新井措施35.2 %），整體階段遞減由15.96 %下降到3.56 %，見效井以含水下降為主，平均含水下降3 %～4 %，井均日增油0.25 t～0.30 t；月度遞減率由0.58 %上升到0.83 %，月度含水上升幅度由0.11 %下降到0.03 %，全區(qū)遞減變大主要受C 區(qū)儲層非均質(zhì)性強(qiáng)，加之注水期間剖面吸水狀況變差且治理滯后導(dǎo)致微生物整體效果體現(xiàn)不明顯（見表2）。

3.2.1.4 開發(fā)指標(biāo)有所好轉(zhuǎn) 階段自然遞減由9.16 %下降到4.72 %（A、B 區(qū)塊下降、C 區(qū)塊增大），標(biāo)定遞減增大（扣除C 區(qū)塊后遞減穩(wěn)中有降），綜合含水A、B 兩個區(qū)塊下降，C 區(qū)塊增大。

3.2.2 分區(qū)塊實(shí)施效果分析

3.2.2.1 A 區(qū)塊（9 注19 采）

（1）注入壓力上升明顯，呈先升后降特征，油壓由8.7 MPa 上升到10.3 MPa 再下降到9.6 MPa，表明第一段塞封堵效果有所體現(xiàn)，其中臺階式上升型3 口，波動上升型2 口，下降型3 口。

表2 微生物活化水驅(qū)試驗(yàn)區(qū)塊整體見效井生產(chǎn)對比

（2）水驅(qū)狀況不同程度改善，5 口可對比吸水厚度由3.51 m 下降到3.13 m，水驅(qū)動用程度由48.01 %下降到45.83 %，但形態(tài)上，尖峰、指狀、下移開始有所改善，微生物調(diào)剖的性能有所體現(xiàn)，水驅(qū)指數(shù)、存水率指標(biāo)有所好轉(zhuǎn)。

（3）穩(wěn)油控水效果逐步體現(xiàn)，月度遞減率由1.77 %下降到0.29 %，月度含水上升幅度由0.32 %下降到0.02 %，階段遞減由18.6 %下降到11.83 %，含水上升的趨勢得到減緩。初步見效油井6 口，見效比例33.3 %，動態(tài)特征以降水增油型為主，平面上主要分布較為零散，主要集中在壓力提升明顯，剖面水驅(qū)改善的井組。

結(jié)合靜態(tài)特征看，見效井與主砂體方向基本一致且位于構(gòu)造低部位，見效特征、見效周期與注水見效特征一樣（含水下降、油量增加）。

3.2.2.2 B 區(qū)塊（27 注80 采）

（1）注入壓力波動明顯，第一段塞注入過程中壓力基本保持穩(wěn)定，第一段塞結(jié)束后壓力呈先升后降特征，油壓由10.0 MPa 上升到10.3 MPa 再下降到9.0 MPa，其中上升型5 口，下降型8 口，先升后降型11 口。

（2）水驅(qū)狀況不同程度改善，9 口可對比吸水厚度由5.93 m 上升到6.39 m，水驅(qū)動用程度由49.72 %上升到53.08 %，厚度增加5 口（占比55.6 %），厚度變薄3 口，1 口穩(wěn)定，吸水強(qiáng)度由9.09 m3/d·m 下降到7.90 m3/d·m，水驅(qū)指數(shù)、存水率指標(biāo)有所好轉(zhuǎn)，說明微生物調(diào)剖驅(qū)油的性能有所體現(xiàn)。

（3）穩(wěn)油控水效果逐步體現(xiàn)，月度遞減率由0.10 %下降到-0.12 %，月度含水上升幅度由0.01 %下降到-0.08 %，階段遞減由12.52 %下降到3.12 %。初步見效油井30 口，見效比例37.5 %，累增油549.96 t，穩(wěn)油控水效果逐步體現(xiàn)。

B 區(qū)塊延9 油藏（12 注27 采）：月度遞減率由1.80 %下降到-1.11 %，月度含水上升幅度由0.14 %下降到-0.21 %，階段遞減由7.53 %下降到6.39 %，含水上升的趨勢得到減緩。初步見效油井15 口，見效比例55.6 %，動態(tài)特征以降水增油型為主。整體見效明顯，油藏內(nèi)部物性較好且連通性較好、剖面改善明顯的井全部見效，類型以降水增油型為主；而邊部油層厚度變薄、物性較差井未見效。

B 區(qū)塊延10 油藏（15 注53 采）：月度遞減率、月度含水上升幅度基本保持穩(wěn)定，階段遞減下降明顯由14.88 %下降到1.44 %，遞減得到減緩。初步見效油井15 口，見效比例28.3 %，動態(tài)特征以降水增油型為主。見效井主要分布在儲層物性較好、構(gòu)造部位較高、底水發(fā)育厚度變薄、剩余油較富集的區(qū)域，而邊部油層厚度變薄、物性較差、底水厚度較大井未見效。

3.2.2.3 C 區(qū)塊（20 注51 采）

（1）注入壓力下降，第一段塞注入過程中壓力基本保持穩(wěn)定，第一段塞結(jié)束后壓力下降，油壓由7.1 MPa下降到6.9 MPa 再下降到6.2 MPa，其中先升后降型9口，下降型7 口。

（2）水驅(qū)狀況改善不明顯，8 口可對比吸水厚度由4.6 m 上升到4.7 m，水驅(qū)動用程度由41.44 %上升到42.34 %，厚度增加3 口，厚度變薄4 口，1 口穩(wěn)定，吸水強(qiáng)度由7.93 m3/d·m 下降到7.13 m3/d·m，水驅(qū)狀況基本保持穩(wěn)定。

（3）穩(wěn)油控水效果不明顯，整體月度遞減率由0.99 %上升到1.66 %，月度含水上升幅度由0.50 %上升到0.58 %，尤其油藏東部（處中含水開發(fā)階段）受含水上升影響，遞減加大，而油藏南部（處高含水開發(fā)階段）基本保持穩(wěn)定，整體效果不明顯。初步見效油井15 口，見效比例31.8 %，其中油藏東部見效8 口（分布相對集中，對應(yīng)水井采取過分注、堵水及注水調(diào)整措施），見效井日增油0.7 t，油藏南部見效7 口，見效井日增油0.8 t，含水略有下降，整體見效井降水增油幅度較低。油藏東部：在注入期間受多種調(diào)整措施影響，目前見效8 口，主要集中在堵水、分注及注水優(yōu)化+微生物聯(lián)作井組內(nèi)，但見效幅度較低，有可能是多種調(diào)整措施聯(lián)作的效果；對比純單一微生物井組，聯(lián)作后控水穩(wěn)油效果略好于單一微生物井組，還需持續(xù)觀察。油藏南部：目前見效7 口，主要集中在堵水+微生物聯(lián)作井組內(nèi)，但見效幅度較低，有可能是聯(lián)作的效果；對比純單一微生物井組，聯(lián)作后控水穩(wěn)油效果略好于單一微生物井組，還需持續(xù)觀察。

原因分析：一方面是受射開程度低及非均質(zhì)性影響，吸水狀況變差且治理滯后，一是射開程度低（僅為20.9 %）加之儲層非均質(zhì)性強(qiáng)，注水易沿著高滲層段突進(jìn)，隨著時間延長，剖面吸水狀況急劇惡化，統(tǒng)計2016-2019 年45 井次吸水剖面測試顯示吸水不均占比68.9 %，導(dǎo)致油井含水上升速度加快；二是剖面治理反復(fù)性強(qiáng)（有效期6 個月左右），近年改善水驅(qū)治理工作量較少（年治理4 口左右），導(dǎo)致單一微生物驅(qū)效果不明顯。另一方面地層能量恢復(fù)速度過快，C 區(qū)塊先后經(jīng)歷建立驅(qū)替、強(qiáng)化促見效和精細(xì)調(diào)整階段，尤其東部、中部自2015 年強(qiáng)化注水以來，加之剖面吸水狀況變差，導(dǎo)致油井快速見效的同時地層壓力、含水快速上升。微生物注入后大幅度弱化注水，目前含水上升有所減緩。

4 結(jié)論與認(rèn)識

（1）注入端到產(chǎn)出端動態(tài)變化特征符合微生物活化水驅(qū)機(jī)理，注水壓力第一段塞上升明顯，第二段塞波動，吸水形態(tài)變好，見效井以降水增油型為主，說明微生物提高驅(qū)油效率+擴(kuò)大波及體積效果正在體現(xiàn)。

（2）合理的注水速度是保證效果的前提，水線推進(jìn)速度與微生物匹配關(guān)系較好，增油效果明顯（文獻(xiàn)調(diào)研），對比三個區(qū)塊的儲層特征及開發(fā)技術(shù)政策，C 區(qū)塊由于注入強(qiáng)度過大，易沿高滲層段突進(jìn)，微生物滯留時間短，導(dǎo)致整體效果不明顯。

（3）高含水油藏效果好于中低含水油藏，對比同類油藏開發(fā)規(guī)律，含水突破60 %后含水上升速度加快，大于80 %后逐步減緩，同時對比開發(fā)階段、采出程度及微生物效果，初步認(rèn)為低采出、高含水階段微生物效果好于中含水階段油藏。

（4）多項(xiàng)技術(shù)聯(lián)作效果好于單一微生物效果，C 區(qū)塊處于中含水開發(fā)階段的含水快速上升期，由于射開程度低加之儲層非均質(zhì)性強(qiáng)，注水易沿著高滲層段突進(jìn)，導(dǎo)致含水上升速度加快，對比認(rèn)為通過分注、堵水+微生物聯(lián)作效果好于單一微生物驅(qū)效果。

（5）以地質(zhì)選區(qū)為主便于整體效果評價，在微生物活化水驅(qū)選區(qū)選井上，建議以地質(zhì)選區(qū)為主，地面工藝流程為輔，形成區(qū)域連片，便于整體效果評價和提高技術(shù)的針對性和適應(yīng)性。