雙河Ⅲ油組聚驅(qū)后期改善開(kāi)發(fā)效果實(shí)踐及認(rèn)識(shí)

王慧慧 金東麗 魏宏 秦菲 潘彥珍

［摘要］雙河油田Ⅲ油組是雙河Ⅱ類(lèi)儲(chǔ)量聚驅(qū)單元，注聚后期單元面臨著產(chǎn)液能力降低、分層動(dòng)用不均衡、平面聚合物竄流等問(wèn)題，制約聚驅(qū)后期聚驅(qū)效果的進(jìn)一步擴(kuò)大。文章結(jié)合雙河油田油藏地質(zhì)特征及開(kāi)發(fā)現(xiàn)狀，提出聚合物驅(qū)后期改善開(kāi)發(fā)效果的主要技術(shù)對(duì)策，通過(guò)實(shí)施，使產(chǎn)量在高峰期保持穩(wěn)定，進(jìn)一步擴(kuò)大聚驅(qū)效果，為其他聚驅(qū)單元的開(kāi)發(fā)提供經(jīng)驗(yàn)借鑒。

［關(guān)鍵詞］河南油田；雙河3油組； 二類(lèi)儲(chǔ)量； 聚合物驅(qū)；調(diào)整技術(shù)

［作者簡(jiǎn)介］王慧慧，中石化河南油田分公司第一采油廠(chǎng)助理工程師，研究方向：油田開(kāi)發(fā)工程研究，河南桐柏，474780；金東麗，河南油田分公司第一采油廠(chǎng)助理工程師，河南桐柏，474780；魏宏，河南油田分公司第一采油廠(chǎng)助理工程師，河南桐柏，474780；秦菲，西南石油大學(xué)石油工程學(xué)院應(yīng)屆畢業(yè)生，四川成都，610500；潘彥珍，河南油田分公司石油工程技術(shù)研究院高級(jí)工程師，河南南陽(yáng)，473132

［中圖分類(lèi)號(hào)］ TE327 ［文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼］ A ［文章編號(hào)］ 1007-7723（2012）04-0045-0005一、 油藏地質(zhì)特征及開(kāi)發(fā)現(xiàn)狀

（一）油藏地質(zhì)特征

雙河油田Ⅲ油組位于雙河油田南部鼻狀構(gòu)造傾伏端的②號(hào)斷層北部，主體被①號(hào)斷層分割成437塊和北塊。雙河Ⅲ油組屬于構(gòu)造巖性油藏，儲(chǔ)層砂體為扇三角洲沉積，沉積層粗細(xì)混雜，分選差，以巨厚的粗碎屑為主，巖性以礫狀砂巖和含礫粗+細(xì)砂巖為主，膠結(jié)物以泥質(zhì)和灰質(zhì)為主，孔隙式膠結(jié)，層間層內(nèi)夾層較為穩(wěn)定。儲(chǔ)層非均質(zhì)程度較高，透率變化范圍0.105μｍ2～3.742μｍ2，滲透率級(jí)差21.80，變異系數(shù)0.773，突進(jìn)系數(shù)6.57。 Ⅲ油組油層溫度76.0℃,地下原油粘度6.5mPa·s，總礦化度6313mg/L。

（二）開(kāi)發(fā)現(xiàn)狀

雙河Ⅲ油組1977年底投入開(kāi)發(fā)，經(jīng)歷了基礎(chǔ)井網(wǎng)開(kāi)發(fā)階段，層系細(xì)分綜合調(diào)整，井網(wǎng)一、二次加密調(diào)整，局部井網(wǎng)完善調(diào)整階段和聚合物驅(qū)階段。截至2009年12月, 單元采油井開(kāi)井28口，日產(chǎn)液1674.4t/d，日產(chǎn)油量153.1t/d，綜合含水90.9%，采油速度0.81%，采出程度44.4%。注聚井開(kāi)井18口，日注水量2007m3/d，月注采比1.16，累積注采比0.94，累計(jì)注入0.3957PV，聚驅(qū)累計(jì)增油6.7945×104t，噸聚合物換油15.36t/t，階段提高采收率1.92個(gè)百分點(diǎn)，壓力保持水平65.5%。

二、聚驅(qū)后期制約持續(xù)見(jiàn)效的影響因素

雙河Ⅲ油組2006年8月開(kāi)始注聚，前期經(jīng)過(guò)注聚井網(wǎng)的調(diào)整、注入井前期調(diào)剖、采油井分步完善補(bǔ)孔，以及對(duì)注聚濃度、注采比的調(diào)整，單元取得了較好的開(kāi)發(fā)效果，聚驅(qū)對(duì)應(yīng)油井31口，見(jiàn)效23口，見(jiàn)效率74.2%，高峰期日產(chǎn)油由注聚前的110t上升到167.8t，上升了48.4t，含水降幅較大，由95.2%下降到90.4%，下降了4.8個(gè)百分點(diǎn)，比預(yù)測(cè)值92.9%低2.5個(gè)百分點(diǎn)，但由于單元產(chǎn)液量降低、油層動(dòng)用厚度低及部分井竄流嚴(yán)重等因素嚴(yán)重制約著單元聚驅(qū)效果的持續(xù)擴(kuò)大。

（一）單元產(chǎn)液量下降幅度大，影響聚驅(qū)效果

在聚合物驅(qū)開(kāi)發(fā)過(guò)程中，產(chǎn)液水平都會(huì)有所下降，但產(chǎn)液量下降幅度過(guò)大，不但增油效果變差，穩(wěn)產(chǎn)期也縮短，進(jìn)而影響了聚驅(qū)效果。雙河Ⅲ油組注聚過(guò)程中單元日注水平保持持續(xù)上升趨勢(shì)，由1922m3至2356 m3，注采比也持續(xù)上升，由0.8提高到1.36。因此，單元地層壓力保持水平也持續(xù)上升，由51.3%上升至65.5%，但油井動(dòng)液面及日產(chǎn)。液量持續(xù)下降，平均動(dòng)液面由885m下降至1219m，日產(chǎn)液量由2372t下降至1674.4 t，致使雙河Ⅲ油組自2008年進(jìn)入見(jiàn)效高峰期以來(lái)，含水持續(xù)下降，且一直低于聚驅(qū)預(yù)測(cè)含水值，但從聚合物驅(qū)產(chǎn)量預(yù)測(cè)圖（見(jiàn)圖1）上看，日產(chǎn)油持續(xù)呈平臺(tái)走勢(shì)，且低于聚驅(qū)預(yù)測(cè)日產(chǎn)油曲線(xiàn)。造成單元油井產(chǎn)液量持續(xù)下降的原因，除了注聚合物后油層滲流阻力增加、產(chǎn)液能力下降外，主要有以下三方面因素：首先，儲(chǔ)層物性差，造成油井生產(chǎn)能量不足，這類(lèi)油井主要位于上傾尖滅區(qū)，物性較差，長(zhǎng)期注水不見(jiàn)效，產(chǎn)液能力一直較低無(wú)法見(jiàn)到注聚效果。其次，因聚合物堵塞，導(dǎo)致產(chǎn)液量下降的井有3口，影響日產(chǎn)液量178t/d。

另外，因注入段塞不連續(xù)，造成對(duì)應(yīng)油井產(chǎn)液量下降，這種類(lèi)型主要是中心井K315井組，由于頻繁固井停注以及相鄰井作業(yè)，累計(jì)影響注入量12.5×104m3，造成對(duì)應(yīng)油井能量降，井組產(chǎn)液量由最高的410.0t/d下降至253.5 t/d，日產(chǎn)液量下降了156.5 t/d。

（二）儲(chǔ)層非均質(zhì)性嚴(yán)重，造成油層動(dòng)用厚度低

雙河Ⅲ油組儲(chǔ)層砂體為扇三角洲沉積，儲(chǔ)層非均質(zhì)性導(dǎo)致層間干擾嚴(yán)重，吸水剖面不均勻。近兩年注水井同位素吸水剖面統(tǒng)計(jì)表明，注聚后期吸水狀況兩極分化，43.9%的厚度吸水差或不吸水，18.9%的厚度吸水極好。近幾年的產(chǎn)液剖面結(jié)果表明： 注聚期間6口，產(chǎn)液強(qiáng)度大于10 m3/d.m的層數(shù)有6層，占總測(cè)試層數(shù)的20.0%，厚度僅占13%，但產(chǎn)液量卻占總產(chǎn)液量的43.0%，產(chǎn)油量占47.0%；另外，仍有占總測(cè)試厚度47.0%的層不出液或產(chǎn)液低。

根據(jù)注聚井的吸水剖面資料和油井的各種監(jiān)測(cè)資料，并結(jié)合動(dòng)態(tài)分析，把累積注入量和累積產(chǎn)油量劈分到單層，計(jì)算出各小層的動(dòng)用狀況。從劈分結(jié)果看，各小層的動(dòng)用狀況也不同（見(jiàn)表1），雙河Ⅲ油組Ⅲ1注入804.9×104m3、采出926.6×104m3，達(dá)到60%以上，其中主力油層中的Ⅲ12和Ⅲ13和Ⅲ22小層吸水好，而Ⅲ11、Ⅲ21、Ⅲ23層相對(duì)較差（見(jiàn)圖2）?？v向上動(dòng)用不均勻，這就導(dǎo)致了注聚過(guò)程中的單層聚竄情況較為嚴(yán)重，同時(shí)也造成了油井見(jiàn)效在小層上的差異，其中，Ⅲ1層見(jiàn)效率達(dá)到72.4%，Ⅲ2層見(jiàn)效率達(dá)到36.8%，Ⅲ3因?qū)娱g干擾注不進(jìn)，目前沒(méi)有見(jiàn)效井。

可以看出，雙河Ⅲ油組動(dòng)用程度差別很大，注入和采出較好的Ⅲ12、Ⅲ13、Ⅲ22.小層也是注聚過(guò)程中見(jiàn)效較好的，而其他動(dòng)用差的層則見(jiàn)效也較差，在目前分注工藝條件限制下，這些層難以形成聚驅(qū)見(jiàn)效接替，是雙河Ⅲ油組注聚后期聚驅(qū)效果難以擴(kuò)大的主要原因。

3.聚合物平面竄流嚴(yán)重，影響聚驅(qū)后期開(kāi)發(fā)效果

雙河Ⅲ油組沉積類(lèi)型以水下分流河道為主，層間、層內(nèi)非均質(zhì)嚴(yán)重，長(zhǎng)期的注水開(kāi)發(fā)易形成大孔道、高滲透條帶，儲(chǔ)層注聚后在大孔道內(nèi)極易形成聚竄通道，聚合物在油井突破后，油井生產(chǎn)表現(xiàn)出聚合物產(chǎn)出濃度上升快，日產(chǎn)油降低，含水回升。雖然注聚前進(jìn)行了整體調(diào)剖，但調(diào)剖效果差，剖面并未得到有效改善，注聚后油井很快發(fā)生平面竄流。

2009年統(tǒng)計(jì)產(chǎn)出液濃度大于100mg/L的高見(jiàn)聚油井14口，其中產(chǎn)出液濃度大于300mg/L的有5口，并發(fā)生聚竄。

雙河Ⅲ油組主體部位被1號(hào)斷層切割，注采單對(duì)應(yīng)關(guān)系差，單、雙向?qū)?yīng)率分別為23%和53%。統(tǒng)計(jì)了5口聚竄的注采對(duì)應(yīng)關(guān)系，結(jié)果表明：5口井中單向?qū)?yīng)的有2口，雙向?qū)?yīng)有2口，三向?qū)?yīng)的僅有1口， 這說(shuō)明注采對(duì)應(yīng)率低方向性強(qiáng)是導(dǎo)致油井竄流的重要原因。

三、改善聚驅(qū)效果技術(shù)對(duì)策

針對(duì)雙河Ⅲ油組聚驅(qū)后期存在的問(wèn)題，為了改善聚驅(qū)效果，在結(jié)合注聚后期剩余油分布的基礎(chǔ)上，提出了擴(kuò)大聚驅(qū)效果技術(shù)對(duì)策。

（一）細(xì)化評(píng)價(jià)、分類(lèi)治理，提高單元產(chǎn)液量

雙河油田Ⅲ油組目前正處于見(jiàn)效高峰期，但由于單元產(chǎn)液量降低，為下步層系在見(jiàn)效高峰期保持平穩(wěn)運(yùn)行帶來(lái)了很大危脅，因此為保證聚驅(qū)開(kāi)發(fā)效果，必須對(duì)單元目前未達(dá)到配液井實(shí)施有效提液。

根據(jù)產(chǎn)液量下降原因分析，對(duì)不同類(lèi)型欠液油井采取不同的治理措施，同時(shí)，根據(jù)產(chǎn)出液濃度和沉沒(méi)度對(duì)單井進(jìn)行評(píng)價(jià)，對(duì)有提液能力的井進(jìn)行提液，具體如下：

1.對(duì)儲(chǔ)層物性差，造成油井見(jiàn)效差，能量不足的井壓裂： 2011年4月先后對(duì)側(cè)T458、側(cè)J403井壓裂，措施后日產(chǎn)液由25.0 t/d上升至48.0t/d，日產(chǎn)油1.9t/d上升至3.4t/d。

2.對(duì)長(zhǎng)期封堵層評(píng)價(jià)動(dòng)用：雙河油田Ⅲ油組在注聚初期和中期，對(duì)一些特高含水層和聚竄層實(shí)施封堵，有利于提高地下存聚率，建立有效的滲流阻力場(chǎng)，達(dá)到改變平面液流方向，擴(kuò)大聚合物波及體積的目的。但這些層若在注聚過(guò)程中一直封堵，則會(huì)人為地減少儲(chǔ)層動(dòng)用厚度，造成聚驅(qū)儲(chǔ)量損失。通過(guò)對(duì)剩余油動(dòng)態(tài)運(yùn)聚再富集條件研究，對(duì)K312、T3107井長(zhǎng)期封堵層段評(píng)價(jià)動(dòng)用，措施后日產(chǎn)液由24.1 t/d上升至114.0t/d，日產(chǎn)油5.9t/d上升至21.4t/d，含水由75.5%到81.3%。

3.對(duì)具備提液條件的井提液：目前還有一些井雖然達(dá)到配液要求，但是注采關(guān)系好，地層能量充足，如4011、T3103、T116、H326、J4012井，經(jīng)過(guò)對(duì)這些井的含水、產(chǎn)出液濃度、能量狀況、注采對(duì)應(yīng)情況及目前見(jiàn)效狀況綜合評(píng)價(jià)，實(shí)施了提液增效。

通過(guò)以上措施，雙河Ⅲ油組日產(chǎn)液量提高296.2t/d，日產(chǎn)能增加了31.9t。

（二）完善邊部注采井網(wǎng)，提高儲(chǔ)量動(dòng)用程度

雙河Ⅲ油組油水邊界附近聚合物驅(qū)井網(wǎng)控制程度低，注聚后期，隨著內(nèi)部注入量的增加，內(nèi)部注聚井和邊水之間的壓力平衡區(qū)易形成剩余油富集區(qū)。理想模型研究結(jié)果表明，邊水侵入形態(tài)受油水邊界附近井網(wǎng)特征控制，多為波狀形態(tài)，因此在沒(méi)有油井控制的波狀區(qū)域形成剩余油富集區(qū)，2010年通過(guò)對(duì)雙河Ⅲ油組聚驅(qū)階段邊水區(qū)見(jiàn)效特征、注入采出狀況等動(dòng)態(tài)資料分析，利用過(guò)路井在邊水區(qū)域?qū)嵤┩跐?口井，取得了好的增油效果，日增產(chǎn)能9.8 t/d。

（三）井間分采，促進(jìn)中、低滲透層聚驅(qū)見(jiàn)效，擴(kuò)大聚驅(qū)效果

雙河Ⅲ油組油層以中厚層為主，油層疊合差，但在部分井區(qū)疊加厚度最大達(dá)到25m，由于層間層內(nèi)滲透級(jí)差大，仍有部分井區(qū)中低滲透層及主力層的低滲透段動(dòng)用差或未動(dòng)用，如：H2213井主力層是Ⅲ11、Ⅲ12、Ⅲ13，從2010年產(chǎn)液剖面可以看出，主要出液層Ⅲ12、Ⅲ13，但在主力層Ⅲ13下部因物性差出液差（見(jiàn)圖3），由于夾層條件限制，無(wú)法進(jìn)一步細(xì)分開(kāi)采造成層內(nèi)中低滲透層動(dòng)用差。2010年6月對(duì)部分井根據(jù)吸水剖面，識(shí)別縱向潛力層段，通過(guò)歷史注采井網(wǎng)恢復(fù)和動(dòng)態(tài)調(diào)整變化響應(yīng)特征，確定潛力段平面分布范圍和剩余油成因類(lèi)型，結(jié)合產(chǎn)液剖面評(píng)估潛力段產(chǎn)液能力，在綜合研究的基礎(chǔ)上，利用過(guò)路長(zhǎng)關(guān)井和低效井補(bǔ)孔中低滲透層實(shí)現(xiàn)與雙河油田Ⅲ油組井井間分采，措施后，3口井平均生產(chǎn)有效厚度由13.8m上升了18.8m，滲透率級(jí)差由8下降至4.9，有效促進(jìn)了低滲透層動(dòng)用。

（四）運(yùn)用平面液流轉(zhuǎn)向技術(shù)，分類(lèi)治理聚竄井

由于平面上地層物性的差異以及對(duì)應(yīng)關(guān)系的差異，導(dǎo)致自注聚以來(lái)不同部位聚竄井不斷增加，2009年達(dá)到5口，影響產(chǎn)能15t/d，平均產(chǎn)出液濃度330mg/L。目前單元聚竄井對(duì)應(yīng)注聚井注入壓力均達(dá)到19.0MPa以上，調(diào)剖因壓力已沒(méi)有上升空間而無(wú)法實(shí)施，根據(jù)油井竄流程度、剩余油分布狀況、平面注采關(guān)聯(lián)程度等，采取配套技術(shù)措施治理合物竄流：對(duì)竄流不太嚴(yán)重區(qū)域，通過(guò)注采調(diào)整實(shí)現(xiàn)液流轉(zhuǎn)向，改變定勢(shì)的流線(xiàn)場(chǎng)，使聚合物轉(zhuǎn)向驅(qū)替波及程度低的弱勢(shì)方向，達(dá)到減緩聚合物竄流，擴(kuò)大波及體積的目的；對(duì)單井點(diǎn)嚴(yán)重竄流井，封堵特高含水竄流層。

2010年以來(lái)通過(guò)酸化、補(bǔ)孔、高壓增注等手段改善不吸水層，平衡井間注入，同時(shí)對(duì)8口注聚井進(jìn)行13井次配注調(diào)整，對(duì)單井聚竄嚴(yán)重的3口井實(shí)施了關(guān)井和機(jī)堵聚竄層，4口井聚竄得到控制，對(duì)應(yīng)10口油井見(jiàn)到調(diào)整效果，日增產(chǎn)能13.3t/d。

四、實(shí)施效果

通過(guò)一年半的調(diào)整，雙河Ⅲ油組聚合物驅(qū)取得了較好效果，對(duì)應(yīng)油井見(jiàn)效率進(jìn)一步提高，對(duì)應(yīng)井32口，見(jiàn)效井27口，見(jiàn)效率84.4％（見(jiàn)圖4），產(chǎn)量在高峰期保持穩(wěn)定。截至2011年6月，單元累積增油12.4344萬(wàn)噸，提高采收率5.3％，噸聚合物換油率19.0t/t，聚驅(qū)運(yùn)行趨勢(shì)好于預(yù)測(cè)曲線(xiàn)。

五、結(jié)論與認(rèn)識(shí)

1．單元產(chǎn)液量持續(xù)下降，需要通過(guò)儲(chǔ)層改造、提液等提高油井產(chǎn)液量，穩(wěn)定聚驅(qū)效果。

2．注聚后期，在油層厚度大滲透率級(jí)差大的區(qū)域，應(yīng)利用過(guò)路長(zhǎng)關(guān)井、低效井進(jìn)行井間分采，動(dòng)用低滲透層。

3．動(dòng)態(tài)調(diào)整技術(shù)是促進(jìn)油井同時(shí)見(jiàn)效、多層見(jiàn)效的重要手段，注聚后期，調(diào)整好平面矛盾，使聚合物從高見(jiàn)聚方向向見(jiàn)效差方向轉(zhuǎn)移。

［參考文獻(xiàn)］

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［2］薛國(guó)勤,孔柏嶺,黎錫瑜,等.河南油田聚合物驅(qū)技術(shù)［J］.石油地質(zhì)與工程,2009,23（3）.