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摘 要：安塞油田塞169油藏为注水开发油藏，目前区块处于中高含水阶段，油藏20102012年含水上升率分别为3.21%、0.57%、2.7%，含水上升速度快，油藏稳产难度大。通过注采强度优化调整，有效缓解了含水上升与液量下降、油量下降之间的矛盾，对中高含水阶段的注水开发油藏制定稳产措施具有一定借鉴意义。
关键词：精细注水 井间轮换注水 周期注水 水驱波及体积 控水稳油
安塞油田塞169区为鄂尔多斯盆地侏罗系延安组油藏，主力油层为延安组延9层、延8层，为河-湖三角洲平原相网状河道沉积[1]，受下伏三叠系古残丘地貌和河-湖三角洲平原相网状沉积环境的影响，砂体呈网状交错条朵状分布，砂体东北-西南向长，两翼短，宽度400-500m，不易追踪稳定性差。塞169区油藏2003年实施注水开发，初期油井平均见效周期85天，截止目前见效率95.2%，见效油井产能上升明显，注水开发效果较好。但随注水开发时间延长，2006后采油井含水上升，上升井数逐渐增多，上升幅度较大。
为稳定产能，稳定含水，近年着力从注水开发政策、注采剖面及增产措施等方面优化调整，取得了较好的效果。
一、塞169油藏开发地质动态特征
1.塞169区油藏地质概况
塞169区油层平均埋深700～850m，平均砂体厚度10.3m，平均油层厚度5.2m，渗透率0.80～420.0×10-3um2，电阻率38.8Ω.m，孔隙度17.2%，原始含水饱和度48.6%，物性较好，油藏整体呈现“小而肥”的特点。
2.塞169油藏开发现状
塞169区为构造岩性油藏，采用正六边形反七点法注水开发井网，目前采油井开井93口，日产液446m3，日产油181t，单井日产油能力1.96t/d，综合含水56.1%，平均动液面550m。注水井开井34口，日注水489m3，平均单井日注水14m3，月注采比1.01，累计注采比0.96，注水强度1.25m3/（m·d）。截止目前累积产油量80.9394×104t，可采储量采出程度25.3%，采油速度2.23%。油藏处于中高含水期，含水上升速度快，水驱效率变差，控水稳油困难突出。
二、中高含水期开发技术政策及效果评价
1.“三分精细”油藏注水控制油井含水上升，稳定产能
塞169区块为典型的浅层岩性油藏，油藏驱动能量主要为弹性能量和溶解气驱，部分区域受底水能量驱动；平面水驱受效均匀，见效后存在注入水单层突进或沿高渗带驱替[2]；随开发时间延长，区域油井在动态特征、见效程度、采出程度方面存在差异。根据油藏地质、渗流特征，注水开发动态的差异，将塞169油藏分为3个不同的注水单元，即实施“三分精细”油藏注水技术。
控制注水区采油井55口，综合含水49.3%，注水井24口，单井日注14m3，注水强度1.22m3/m.d，月注采比0.89，累计注采比0.98。区域地层压力保持水平67.6%，压力保持水平相对低，历年保持平稳，区域油井产能高，见效率98.2%。采油井见效后产能明显增加，但随开发时间延长部分采油井含水上升，对见效井组下调配注（月注采比由1.26下调为0.89），延长了油井低含水采油期，见水油井含水上升趋势减缓，但无明显下降。
该区注水见效后，油井对注水反应敏感，二次见效周期10～15天，近年该区为控水稳油，24口注水井日注水量由2006年的428m3下调为目前的333m3，单井日注由18m3下调为目前的14m3，整体实施控制注水政策，一定程度上缓解了含水上升。
高饱水区采油井22口，单井产能1.41t，含水70.2%，注水井8口，单井日注17m3，注水强度2.69m3/m.d，该区域油层显示弱底水发育，区域地层压力保持水平78.8%，较原始地层压力6.37MPa低1.35Mpa。该区近年3口注水井测压降停注，油井保持正常生产后，油井含水上升，分析为底水锥进。
为防止底水锥进造成油层水淹，历年实施加强注水政策。该区域开发中注水强度过大，油井容易见注入水，注水强度小，油井压力下降，底水锥进也易造成油井水淹。综合分析认为高水饱区通过加强注水，地层压力维持在100%左右，可有效避免油井两种性质见水。
周期注水区单井日注5m3、注水强度0.53m3/m.d，单井产能1.20t/d，油井含水高，边底水不发育，油井对注水调整反应敏感，该区坚持小水量周期注水，控制井组含水上升。
塞169油藏细分为3个注水单元，实施相适应的注水政策，即“三分精细注水”调整起到了控水稳油的效果，目前含水上升率较2010年有明显下降。
2.区域井组实施井间轮换、单井周期注水，缓解开发矛盾控制注水区为塞169油藏主力区块，2011年前含水上升幅度大，为控制含水上升，实施控制注水政策，下调注水井配注后，含水上升趋势有所减缓，但后期井组产液量整体下降，产油量下降，含水上升与液量下降油量下降的矛盾成为塞169油藏面临的主要矛盾。
为缓解含水上升与液量下降之间的矛盾，2011年3月选取控制注水区相邻的新37-35、新36-37、新38-37 共3个井组实施井间轮换、单井周期注水，即3口注水井之间轮换，单井以旬为周期脉冲注水，并适当上调配注，控制油井含水上升速度，恢复油井产能。
单井以旬为周期注水时，可阶段性的改变单井日注水量，使得注入水 对油层施加脉冲作用，提高注水井组水驱波及体积，注水井组在脉冲作用下，油层内基质及大孔道之间发生交互渗吸作用。井间轮换可及时改变区域水驱方向，防止单一方向驱替造成注入水沿高渗通道持续运移，有利于提高存水率，且在脉冲作用下油层内发生交互渗吸[3]，提高了注入水波及体积，有利于降低含水，恢复油井生产能力，提高采收率。
实施后井组产能、动液面均有所恢复，日产油从36.23t上升到41.69t，动液面从653m恢复到547m，调整效果好。但随着地层能量的恢复，井组含水又有所上升，分析认为井组注采比過大，2011年8月分将最大激励配注由15m3下调至12m3，下调后井组含水一直稳定在50.5%左右，产液量基本保持平。故在实施井组间轮换、单井周期注水的基础上，继续寻找单井合理的注采比是控水稳油的关键，并不断扩大轮换性周期注水的范围，是保持区块稳产的主要注水政策，2011年油藏含水上升率较2010年明显下降。 3.以油层剖面水驱特征为依据，治理高含水油井及产量下降井
塞169油藏注采层位对应关系良好，通过对中高含水期3口水淹采油井油层剖面剩余油监测可以得出：油井水淹并非全部油层水淹，油层水淹并非全部小层水淹，而小层水淹主要为射孔段水淹，水淹油井射孔段含油饱和度较原始饱和度明显下降，据此可治理部分产能下降井及高含水油井。
2010年11月新32-49井组产量下降，2011年3月对该注水井测吸水剖面显示：该井吸水能力变差，剖面呈尖峰状吸水，且注水油压13.5Mpa，注水井欠注8m3/d，无法满足地质配注要求，5月份对该注水井实施多级脉冲高能气体压裂调剖增注措施，措施后新32-49注水正常，井组日产液由措施前的6.32m3上升为8.68m3，日产油由4.92上升为6.73t，含水稳定在6.9%左右，截止目前，累计增油352t。
三、稳产增产技术措施应用及效果评价
1.油层解堵增产措施的应用与评价
油藏开发中地层压力、水驱状况变化及修井等均可能造成油层伤害产生油井堵塞，堵塞后产能下降，含水升高，影响油井生产能力的发挥，2011年对有明显堵塞特征的5口采油井新33-39、新41-38、新36-38、新35-37、新42-34实施改性酶解堵、酸化解堵措施，提高油井产能，除新35-37酸化解堵措施没有明显的增油外，其余4口增油明显，单井日增油0.87t/d，增产措施效果好。综合措施内容及效果分析认为：塞169区块油井堵塞主要为近井地带的有机堵塞，采取改性酶解堵及活性水洗井即能有效解除射孔段及近井地带堵塞，区块原始地层压力6.37MPa，压力低，酸化解堵时酸化反应物不易及时返排出井筒可能造成地层二次污染，故酸化措施效果不明显。
2.微生物驱油实验及效果评价
微生物驱油是在注水井组中注入生物酶及营养液，再注入微生物菌种，微生物在油层内繁殖代谢，发酵过程中产生生物表面活性劑、有机溶剂及CH4等气体，可增加油层压力、乳化原油，从而降低原油粘度，增加其流动性，并改善地层渗透率，以达到增产和提高原油采收率的目的[4]。王46-026注水井与井组内6口油井注采层位对应，井组处于中高含水开发期，井组综合含水50.8%，水驱油效果差，剩余油动用难度大。为更好动用剩余油，提高水驱油效率，改善井组整体开发效果，对王46-026井组实施微生物驱油试验。
措施中使用的微生物驱油剂是由多种细菌通过复合发酵工艺生产出来的，其有效成分包括生物酶、生物表面活性剂、生物醇以及活的细菌。生物驱油剂注入地层后，菌体及合成的聚合物可以起到堵水、调剖的作用，发酵液中的生物酶可以迅速有效地降解孔喉中的烃类、纤维素、蜡质等有机成分；生物表面活性剂、生物醇可以降低油水界面张力、剥离岩石表面的油膜、乳化烃类成分、降低原油与岩石的黏附；微生物驱油剂中的细菌则可以在地层中长期生存繁殖而持续发挥作用。
王46-026注水井组2011年7月11日实施微生物驱油试验，措施前新37-37、新37-39、新36-38井样品中检测到微量微生物，可能是由于油井本底微生物初步发育，微量微生物进行新陈代谢产生可检测到的微量乙酸盐成分，该数值可作为微生物驱油性能评价中微生物浓度变化的本底基数。
8月22日检测发现井组采油井样品中均检测到微量微生物，数量较本底基数增加明显，证明井组中油井均已见到注入剂，但多数油井微生物检测数量较高（措施40余天时微生物达到103数量级），原因可能是调剖程度不够，注入微生物由优势水驱通道或高渗带直接流向油井，在地层内繁殖力度不够。
8月27日王46-026井组中新38-38井样品中检测到相对其他油井较高的微生物数量，结合措施后产量、含水变化数据，进一步证明井组优势水驱或高渗带存在，注入微生物没有得以充分生长繁殖即到达油井，这将影响注入剂波及体积及驱油效果。
注入微生物驱油成分后，单井新37-37、新37-39、新38-38含水有一定下降，与采油井产出微生物的情况基本相符，措施见到了一定效果。注水井王46-026注水油、套压一直为零，地层倒吸严重，井组内新37-37油井2010年11月测压3.36Mpa，压力保持水平52.7%，反应出该区地层能量亏空，注采压差小。
在注采压差小的情况下，注入剂仍沿大孔道优势水驱方向推进，影响注入剂驱油效果，故油层堵水成为下步措施成功与否的关键。
四、结论
1.坚持三分精细注水思路，寻求井组合理注采比可保障油藏稳产
依据油藏开发地质特征及渗流规律，实施“三分精细注水”是精细化油藏管理的要求和稳产的保证，目前控制注水区以平衡与控制政策为主，下步继续扩大井组间轮换、单井周期注水的实施范围，在此方向下探索单井组合理的注采比，保持含水稳定，保障区块稳产；高饱水区地层压力宜保持在100%左右，防止底水锥进、油井见注入水两种性质见水。
2.相邻井组之间轮换注水、单井周期注水可有效缓解单一调整模式下的含水上升
小水量控制注水在含水上升初期能有效控制含水上升，随控制注水时间延长，地层能量下降必然导致采油井产液量下降油量下降。为缓解含水上升与产液量下降油量下降之间的矛盾，可小幅上调注水井配注，恢复地层能量，但单一的上调无法满足开发需求。相邻注水井组之间实施轮换注水，单井实施周期注水，并对单井脉冲幅度不断调整，可恢复地层能量，保持产液量稳定；轮换注水时注水井间由于注水强度差异，地下渗流方向不断改变，可提高存水率，延缓含水上升。
3.堵水措施减小大孔道及高渗带存在对注入剂波及体积及驱油效率的影响
油藏中高含水期开发特征显示见效注水井组内存在大孔道及高渗带，影响注入剂的波及体积及驱油效果，分析认为下步实施注水井组堵水调驱措施，提高注入剂在油层内的波及体积，提高驱油效果及采收率，是提高油藏采收率的关键。
塞169油藏可继续实施改性酶解堵措施及微生物驱油实验，但微生物驱油应以堵水调驱为基础，以堵为主，防止注入剂沿大孔道高渗带单向驱替运移直接到达采油井内而采出地面，影响地层内微生物的繁殖及驱油效果。
参考文献
[1]曹丽，王碧涛，陈建宏等.靖安油田塞261侏罗系延9油藏稳产技术研究[J].石油化工应用，2012年3月第31卷第3期：43-46页.
[2]王凯，刘可，张斌等.靖安侏罗系油藏开发规律研究 [J].石油化工应用，2009年2月第28卷第1期：65页.
关键词：精细注水 井间轮换注水 周期注水 水驱波及体积 控水稳油
安塞油田塞169区为鄂尔多斯盆地侏罗系延安组油藏，主力油层为延安组延9层、延8层，为河-湖三角洲平原相网状河道沉积[1]，受下伏三叠系古残丘地貌和河-湖三角洲平原相网状沉积环境的影响，砂体呈网状交错条朵状分布，砂体东北-西南向长，两翼短，宽度400-500m，不易追踪稳定性差。塞169区油藏2003年实施注水开发，初期油井平均见效周期85天，截止目前见效率95.2%，见效油井产能上升明显，注水开发效果较好。但随注水开发时间延长，2006后采油井含水上升，上升井数逐渐增多，上升幅度较大。
为稳定产能，稳定含水，近年着力从注水开发政策、注采剖面及增产措施等方面优化调整，取得了较好的效果。
一、塞169油藏开发地质动态特征
1.塞169区油藏地质概况
塞169区油层平均埋深700～850m，平均砂体厚度10.3m，平均油层厚度5.2m，渗透率0.80～420.0×10-3um2，电阻率38.8Ω.m，孔隙度17.2%，原始含水饱和度48.6%，物性较好，油藏整体呈现“小而肥”的特点。
2.塞169油藏开发现状
塞169区为构造岩性油藏，采用正六边形反七点法注水开发井网，目前采油井开井93口，日产液446m3，日产油181t，单井日产油能力1.96t/d，综合含水56.1%，平均动液面550m。注水井开井34口，日注水489m3，平均单井日注水14m3，月注采比1.01，累计注采比0.96，注水强度1.25m3/（m·d）。截止目前累积产油量80.9394×104t，可采储量采出程度25.3%，采油速度2.23%。油藏处于中高含水期，含水上升速度快，水驱效率变差，控水稳油困难突出。
二、中高含水期开发技术政策及效果评价
1.“三分精细”油藏注水控制油井含水上升，稳定产能
塞169区块为典型的浅层岩性油藏，油藏驱动能量主要为弹性能量和溶解气驱，部分区域受底水能量驱动；平面水驱受效均匀，见效后存在注入水单层突进或沿高渗带驱替[2]；随开发时间延长，区域油井在动态特征、见效程度、采出程度方面存在差异。根据油藏地质、渗流特征，注水开发动态的差异，将塞169油藏分为3个不同的注水单元，即实施“三分精细”油藏注水技术。
控制注水区采油井55口，综合含水49.3%，注水井24口，单井日注14m3，注水强度1.22m3/m.d，月注采比0.89，累计注采比0.98。区域地层压力保持水平67.6%，压力保持水平相对低，历年保持平稳，区域油井产能高，见效率98.2%。采油井见效后产能明显增加，但随开发时间延长部分采油井含水上升，对见效井组下调配注（月注采比由1.26下调为0.89），延长了油井低含水采油期，见水油井含水上升趋势减缓，但无明显下降。
该区注水见效后，油井对注水反应敏感，二次见效周期10～15天，近年该区为控水稳油，24口注水井日注水量由2006年的428m3下调为目前的333m3，单井日注由18m3下调为目前的14m3，整体实施控制注水政策，一定程度上缓解了含水上升。
高饱水区采油井22口，单井产能1.41t，含水70.2%，注水井8口，单井日注17m3，注水强度2.69m3/m.d，该区域油层显示弱底水发育，区域地层压力保持水平78.8%，较原始地层压力6.37MPa低1.35Mpa。该区近年3口注水井测压降停注，油井保持正常生产后，油井含水上升，分析为底水锥进。
为防止底水锥进造成油层水淹，历年实施加强注水政策。该区域开发中注水强度过大，油井容易见注入水，注水强度小，油井压力下降，底水锥进也易造成油井水淹。综合分析认为高水饱区通过加强注水，地层压力维持在100%左右，可有效避免油井两种性质见水。
周期注水区单井日注5m3、注水强度0.53m3/m.d，单井产能1.20t/d，油井含水高，边底水不发育，油井对注水调整反应敏感，该区坚持小水量周期注水，控制井组含水上升。
塞169油藏细分为3个注水单元，实施相适应的注水政策，即“三分精细注水”调整起到了控水稳油的效果，目前含水上升率较2010年有明显下降。
2.区域井组实施井间轮换、单井周期注水，缓解开发矛盾控制注水区为塞169油藏主力区块，2011年前含水上升幅度大，为控制含水上升，实施控制注水政策，下调注水井配注后，含水上升趋势有所减缓，但后期井组产液量整体下降，产油量下降，含水上升与液量下降油量下降的矛盾成为塞169油藏面临的主要矛盾。
为缓解含水上升与液量下降之间的矛盾，2011年3月选取控制注水区相邻的新37-35、新36-37、新38-37 共3个井组实施井间轮换、单井周期注水，即3口注水井之间轮换，单井以旬为周期脉冲注水，并适当上调配注，控制油井含水上升速度，恢复油井产能。
单井以旬为周期注水时，可阶段性的改变单井日注水量，使得注入水 对油层施加脉冲作用，提高注水井组水驱波及体积，注水井组在脉冲作用下，油层内基质及大孔道之间发生交互渗吸作用。井间轮换可及时改变区域水驱方向，防止单一方向驱替造成注入水沿高渗通道持续运移，有利于提高存水率，且在脉冲作用下油层内发生交互渗吸[3]，提高了注入水波及体积，有利于降低含水，恢复油井生产能力，提高采收率。
实施后井组产能、动液面均有所恢复，日产油从36.23t上升到41.69t，动液面从653m恢复到547m，调整效果好。但随着地层能量的恢复，井组含水又有所上升，分析认为井组注采比過大，2011年8月分将最大激励配注由15m3下调至12m3，下调后井组含水一直稳定在50.5%左右，产液量基本保持平。故在实施井组间轮换、单井周期注水的基础上，继续寻找单井合理的注采比是控水稳油的关键，并不断扩大轮换性周期注水的范围，是保持区块稳产的主要注水政策，2011年油藏含水上升率较2010年明显下降。 3.以油层剖面水驱特征为依据，治理高含水油井及产量下降井
塞169油藏注采层位对应关系良好，通过对中高含水期3口水淹采油井油层剖面剩余油监测可以得出：油井水淹并非全部油层水淹，油层水淹并非全部小层水淹，而小层水淹主要为射孔段水淹，水淹油井射孔段含油饱和度较原始饱和度明显下降，据此可治理部分产能下降井及高含水油井。
2010年11月新32-49井组产量下降，2011年3月对该注水井测吸水剖面显示：该井吸水能力变差，剖面呈尖峰状吸水，且注水油压13.5Mpa，注水井欠注8m3/d，无法满足地质配注要求，5月份对该注水井实施多级脉冲高能气体压裂调剖增注措施，措施后新32-49注水正常，井组日产液由措施前的6.32m3上升为8.68m3，日产油由4.92上升为6.73t，含水稳定在6.9%左右，截止目前，累计增油352t。
三、稳产增产技术措施应用及效果评价
1.油层解堵增产措施的应用与评价
油藏开发中地层压力、水驱状况变化及修井等均可能造成油层伤害产生油井堵塞，堵塞后产能下降，含水升高，影响油井生产能力的发挥，2011年对有明显堵塞特征的5口采油井新33-39、新41-38、新36-38、新35-37、新42-34实施改性酶解堵、酸化解堵措施，提高油井产能，除新35-37酸化解堵措施没有明显的增油外，其余4口增油明显，单井日增油0.87t/d，增产措施效果好。综合措施内容及效果分析认为：塞169区块油井堵塞主要为近井地带的有机堵塞，采取改性酶解堵及活性水洗井即能有效解除射孔段及近井地带堵塞，区块原始地层压力6.37MPa，压力低，酸化解堵时酸化反应物不易及时返排出井筒可能造成地层二次污染，故酸化措施效果不明显。
2.微生物驱油实验及效果评价
微生物驱油是在注水井组中注入生物酶及营养液，再注入微生物菌种，微生物在油层内繁殖代谢，发酵过程中产生生物表面活性劑、有机溶剂及CH4等气体，可增加油层压力、乳化原油，从而降低原油粘度，增加其流动性，并改善地层渗透率，以达到增产和提高原油采收率的目的[4]。王46-026注水井与井组内6口油井注采层位对应，井组处于中高含水开发期，井组综合含水50.8%，水驱油效果差，剩余油动用难度大。为更好动用剩余油，提高水驱油效率，改善井组整体开发效果，对王46-026井组实施微生物驱油试验。
措施中使用的微生物驱油剂是由多种细菌通过复合发酵工艺生产出来的，其有效成分包括生物酶、生物表面活性剂、生物醇以及活的细菌。生物驱油剂注入地层后，菌体及合成的聚合物可以起到堵水、调剖的作用，发酵液中的生物酶可以迅速有效地降解孔喉中的烃类、纤维素、蜡质等有机成分；生物表面活性剂、生物醇可以降低油水界面张力、剥离岩石表面的油膜、乳化烃类成分、降低原油与岩石的黏附；微生物驱油剂中的细菌则可以在地层中长期生存繁殖而持续发挥作用。
王46-026注水井组2011年7月11日实施微生物驱油试验，措施前新37-37、新37-39、新36-38井样品中检测到微量微生物，可能是由于油井本底微生物初步发育，微量微生物进行新陈代谢产生可检测到的微量乙酸盐成分，该数值可作为微生物驱油性能评价中微生物浓度变化的本底基数。
8月22日检测发现井组采油井样品中均检测到微量微生物，数量较本底基数增加明显，证明井组中油井均已见到注入剂，但多数油井微生物检测数量较高（措施40余天时微生物达到103数量级），原因可能是调剖程度不够，注入微生物由优势水驱通道或高渗带直接流向油井，在地层内繁殖力度不够。
8月27日王46-026井组中新38-38井样品中检测到相对其他油井较高的微生物数量，结合措施后产量、含水变化数据，进一步证明井组优势水驱或高渗带存在，注入微生物没有得以充分生长繁殖即到达油井，这将影响注入剂波及体积及驱油效果。
注入微生物驱油成分后，单井新37-37、新37-39、新38-38含水有一定下降，与采油井产出微生物的情况基本相符，措施见到了一定效果。注水井王46-026注水油、套压一直为零，地层倒吸严重，井组内新37-37油井2010年11月测压3.36Mpa，压力保持水平52.7%，反应出该区地层能量亏空，注采压差小。
在注采压差小的情况下，注入剂仍沿大孔道优势水驱方向推进，影响注入剂驱油效果，故油层堵水成为下步措施成功与否的关键。
四、结论
1.坚持三分精细注水思路，寻求井组合理注采比可保障油藏稳产
依据油藏开发地质特征及渗流规律，实施“三分精细注水”是精细化油藏管理的要求和稳产的保证，目前控制注水区以平衡与控制政策为主，下步继续扩大井组间轮换、单井周期注水的实施范围，在此方向下探索单井组合理的注采比，保持含水稳定，保障区块稳产；高饱水区地层压力宜保持在100%左右，防止底水锥进、油井见注入水两种性质见水。
2.相邻井组之间轮换注水、单井周期注水可有效缓解单一调整模式下的含水上升
小水量控制注水在含水上升初期能有效控制含水上升，随控制注水时间延长，地层能量下降必然导致采油井产液量下降油量下降。为缓解含水上升与产液量下降油量下降之间的矛盾，可小幅上调注水井配注，恢复地层能量，但单一的上调无法满足开发需求。相邻注水井组之间实施轮换注水，单井实施周期注水，并对单井脉冲幅度不断调整，可恢复地层能量，保持产液量稳定；轮换注水时注水井间由于注水强度差异，地下渗流方向不断改变，可提高存水率，延缓含水上升。
3.堵水措施减小大孔道及高渗带存在对注入剂波及体积及驱油效率的影响
油藏中高含水期开发特征显示见效注水井组内存在大孔道及高渗带，影响注入剂的波及体积及驱油效果，分析认为下步实施注水井组堵水调驱措施，提高注入剂在油层内的波及体积，提高驱油效果及采收率，是提高油藏采收率的关键。
塞169油藏可继续实施改性酶解堵措施及微生物驱油实验，但微生物驱油应以堵水调驱为基础，以堵为主，防止注入剂沿大孔道高渗带单向驱替运移直接到达采油井内而采出地面，影响地层内微生物的繁殖及驱油效果。
参考文献
[1]曹丽，王碧涛，陈建宏等.靖安油田塞261侏罗系延9油藏稳产技术研究[J].石油化工应用，2012年3月第31卷第3期：43-46页.
[2]王凯，刘可，张斌等.靖安侏罗系油藏开发规律研究 [J].石油化工应用，2009年2月第28卷第1期：65页.