古城油田泌125斷塊聚驅(qū)開發(fā)效果分析及調(diào)整對策

羅明壯

(中國石化河南油田分公司采油二廠，河南南陽 473400)

古城油田位于泌陽凹陷西北斜坡帶。泌125斷塊位于古城油田中部，南北分別與泌124、泌淺10斷塊相鄰，為東西相交的兩條反掉弧形正斷層形成的地壘式斷鼻氣頂邊水油氣藏，斷鼻兩翼與軸部地層基本相同，地層傾角約為9°～140°。含油面積1.33平方千米，地質(zhì)儲量416萬噸，其中，主力層系H3Ⅴ2-5層由8個單層組合，層系厚度11.9米，含油面積1.12 平方千米，地質(zhì)儲量223萬噸，平均孔隙度28.5%，屬大中孔隙、高中滲透類型。受沉積微相控制，主力油層連通性好，但層間、層內(nèi)非均質(zhì)嚴(yán)重，滲透率變化范圍0.221～3.182μm2，平均滲透率為1.606μm2，滲透率極差大14.4，純總厚度比僅0.2。在20℃下原油密度為0.9267～0.9573g/cm3，50℃下地面原油粘度為348～7092mPa·s，膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量為21.95%～44.4%，含蠟量為7.42%～15.58%，含硫0.17%～ 0.36%，凝固點為-1～18℃，地層水屬碳酸氫鈉型，礦化度為6280～10850mg/L，為普通稠油Ⅰ-2類。

1.開發(fā)現(xiàn)狀

泌125斷塊H3V2-5層2015年8月對4口注入井進(jìn)行試注聚，超高分子量聚合物注入性良好，含水下降10%，日增油13.4噸，取得良好的增油降水效果。2017年4月區(qū)塊正式全面注聚，截至2022年3月累計注入溶液114.27萬立方米，累注干粉2439.7噸，注入0.456PV，累計產(chǎn)液64.54萬噸，累計產(chǎn)油7.74萬噸，累計增油4.15萬噸，噸聚干粉增油16.8噸，提高采收率2.67%,累計注采比1.17。2022年3月采油井開井39口，核實日產(chǎn)液338噸，日產(chǎn)油35.6噸，平均單井日產(chǎn)油0.9噸，綜合含水率89.5%；注水井開井19口，日注水594立方米，月注采比1.37。

2.聚驅(qū)整體見效特征

2.1 特征一：油井見效呈現(xiàn)區(qū)域差異化

繁泌125斷塊聚驅(qū)油井見效層主要以H3Ⅴ32.3層為主，H3Ⅴ21.2.34251層表現(xiàn)為局部效。

從不同區(qū)域見效情況看，主體區(qū)和斷層區(qū)的油井見效率較高，而靠近邊水的區(qū)域油井見效率相對較低，主要是受構(gòu)造、非均質(zhì)性、注采井網(wǎng)完善程度、邊水等因素的影響，形成區(qū)域差異化。整體見效率84%，其中主體區(qū)見效井17口，見效率74%；斷層區(qū)見效井10口，見效率83%；邊部見效井4口，見效率44%。

從分層見效情況看，H3Ⅴ2層目前見效率29%，見效井集中分布在注采對應(yīng)關(guān)系好的主體區(qū)，而斷層區(qū)零星井點見效，主要是由于主體區(qū)先期試注聚井套管單獨注H3Ⅴ2層，保證了H3Ⅴ2層有效注入，促使油井見效。H3Ⅴ3層目前見效率66%，見效井集中分布在注采對應(yīng)關(guān)系好的主體區(qū)及斷層區(qū)，邊水區(qū)零星井點見效，主要是主體區(qū)物性好吸聚能力較好，動用較好見效井較多；斷層區(qū)受效方向相對單一，見效次之；邊水區(qū)受邊水能量較強見效較差。H3Ⅴ4、Ⅴ5層目前見效率37%，見效井主要位于物性較好區(qū)域及部分前期實施過油層改造措施油井，其余大部分油井尚未見效。

2.2 特征二：油井先見效、后見聚，且見效后產(chǎn)聚濃度上升快

由于受到油層非均質(zhì)性井網(wǎng)井距及水驅(qū)優(yōu)勢方向影響，井距近、歷史上竄流或滲流優(yōu)勢方向明顯的單向受效油井，見效后易迅速形成聚合物竄流。比如油井古4919、古428井距近，油井古4308、古4209歷史水驅(qū)存在竄流或優(yōu)勢方向明顯，聚驅(qū)后見效較快。通過統(tǒng)計古4919、古4308等9口井的見效、見聚時間、產(chǎn)出液濃度變化情況，梳理、分析、總結(jié)得出區(qū)塊部分見效油井表現(xiàn)為先見效、后見聚的特征，平均穩(wěn)產(chǎn)時間為5個月，最短的僅為3個月。

3.聚驅(qū)開發(fā)存在問題

3.1 縱向?qū)娱g吸水差異大，層間動用不均

泌125區(qū)塊H3Ⅴ2-5層由于受沉積相影響，沉積層粗細(xì)混雜，分選差，物性變化大?？v向上單層滲透率分布范圍0.69～2.77μm2，層間平均滲透率級差4.0；縱向滲透率變異系數(shù)一般在0.85～1.23之間，平均0.98。滲透率極差大導(dǎo)致吸水差異，剖面上主要沿高滲層H3Ⅴ32層單層突進(jìn)，各層儲量動用程度明顯不均。

目前區(qū)塊注聚井注入方式主要采用兩級三段分注和油套分注，通過對22口注聚井的吸水剖面監(jiān)測資料統(tǒng)計，結(jié)果表明H3Ⅴ32層和H3Ⅴ21.2層為強吸水層，也是聚合物竄流嚴(yán)重層，相對吸水量50%～85%，吸水強度在4～25m3/d·m。

從儲量規(guī)?？?，聚合物驅(qū)的7個單層中，H3V32、V33、V42、V51共4個單層疊合程度高，地質(zhì)儲量均大于30萬噸，共160萬噸，占單元總地質(zhì)儲量的72%。H3V21、V22、V23層儲量規(guī)模相對較小，地質(zhì)儲量共56萬噸，占單元總地質(zhì)儲量的28%。從動用情況看，H3Ⅴ21.2、Ⅴ32層采出程度較好分別為23.4%、29.1%；而H3Ⅴ23、Ⅴ31、Ⅴ33、Ⅴ42、Ⅴ51采出程度相對較低，在14%～18%區(qū)間內(nèi)，各層動用狀況不均衡。

3.2 平面儲層非均質(zhì)性強，聚竄加劇

平面上單井滲透率變異系數(shù)一般在0.02～1.70之間。每一小層都存在高滲帶，如H3Ⅴ32層，滲透率范圍0.2～10.1 μ m2，滲透率級差高達(dá)50.5，從H3Ⅴ32小層平面滲透率分布可得知，由于受沉積環(huán)境的影響，滲透率呈現(xiàn)出構(gòu)造中部最高、其次是西部，而東部相對較低的分布特點。

受儲層平面非均質(zhì)性影響，在平面上注聚井不均勻推進(jìn)，水線沿高滲區(qū)指進(jìn)，見水后含水上升快，低滲區(qū)則見不到注聚效果。而且儲層長期受注入水沖刷，注入水主要沿高滲透層突進(jìn)，在強注強采的生產(chǎn)方式下，隨注水倍數(shù)增加，造成大量出砂及微粒運移，使儲層孔隙度、滲透率、泥質(zhì)含量發(fā)生了很大變化，促使形成大孔道。儲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。

3.3 部分油井聚驅(qū)見效后，聚合物堵塞能量下降

隨著區(qū)塊聚合物注入，油井持續(xù)見效，產(chǎn)出液聚合物濃度逐步上升之后，部分油井出現(xiàn)液量下降明顯，供液不足現(xiàn)象。通過統(tǒng)計有8口井液量與見效期相比下降88噸，占區(qū)塊液量下降比例的48%，嚴(yán)重制約著區(qū)塊油井的產(chǎn)能發(fā)揮，同時也影響井組整體效果。比如古44051井見效期，日產(chǎn)液20噸，峰值日產(chǎn)油10噸，發(fā)生聚竄后產(chǎn)出液濃度1300mg/L，地層發(fā)生堵塞后油井日產(chǎn)液下降至4噸，日產(chǎn)油僅1噸，無沉沒度，通過受效方向注聚井上調(diào)配注，改井供液能力均未改善，分析認(rèn)為該井地層深部存在堵塞影響該井產(chǎn)能發(fā)揮。

4.調(diào)整對策

為了進(jìn)一步改善區(qū)塊開發(fā)效果，主要從注入端和采出端同時調(diào)整。一方面通過注入調(diào)整，控制高滲層，穩(wěn)定中滲層，提高低滲層注水；另一方面對采油井層位進(jìn)行調(diào)整，通過生產(chǎn)參數(shù)優(yōu)化、調(diào)層堵水等措施，促使液流轉(zhuǎn)向，確保油井見效。

4.1 配套調(diào)剖改善層間差異，確保均勻驅(qū)替

為了有效抑制竄流，2022年1月決定對區(qū)塊實施階段全面調(diào)剖，第一段塞單調(diào)強吸水層位和聚合物竄流層位H3Ⅴ32層和H3Ⅴ21.2層。選用雙交聯(lián)調(diào)剖劑體系，并結(jié)合不同井組生產(chǎn)特點，對注入量和配注濃度進(jìn)行差異化調(diào)整。2022年1月25日進(jìn)入現(xiàn)場實施調(diào)剖以來，通過對H3Ⅴ32層和H3Ⅴ21.2層的調(diào)整、成膠粘度逐步上升，目前部分井壓力與調(diào)剖初期相比上升，區(qū)塊6口采油井調(diào)剖見到效果，降水增油效果明顯。比如油井古4806井從2月15日含水開始出現(xiàn)下降趨勢，從100%下降到目前的88%、產(chǎn)聚濃度從987mg/L下降654mg/L，產(chǎn)能上升1.8噸，分析認(rèn)為主要是受注聚井古4705井的H3Ⅴ3層調(diào)剖見效。油井古4508井2月15日液量、含水、產(chǎn)聚濃度逐漸下降，產(chǎn)能上升1噸，分析認(rèn)為主要是受注聚井古4408井H3Ⅴ3層調(diào)剖見效。

4.2 優(yōu)化細(xì)分重組，實現(xiàn)分層均衡動用

為了緩解縱向?qū)娱g差異，結(jié)合油層物性資料及歷史吸水狀況，對注水層段進(jìn)一步細(xì)分，有效啟動低滲層，改善吸水剖面，擴(kuò)大波及體積，提高油層動用程度。下步選取吸水差異大的、矛盾突出的古4407井實施油套分注，套管注H3Ⅴ2、Ⅴ3層，油管注H3Ⅴ4、Ⅴ5層，改善縱向吸水差異狀況，進(jìn)一步改善井組開發(fā)效果。

4.3 油井配套措施調(diào)整，提高油層動用程度

為了確保整體調(diào)剖效果，先期對5口采油井配套調(diào)層措施歸層系。比如古4009 井2021年12月封堵Ⅳ5.8層，生產(chǎn)H3Ⅴ21.2 31.2.34251層，1月25日調(diào)剖以來，古4009初期液量含水下降，目前液量、含水保持穩(wěn)定，產(chǎn)能上升1.3噸，結(jié)合對應(yīng)注聚井古410壓力注入情況分析認(rèn)為主要是古410井H3Ⅴ2、3層調(diào)剖見效。

同時針對調(diào)剖過程中，部分采油井出現(xiàn)竄流加劇現(xiàn)象，已對部分油井采取限液或關(guān)停竄流井層措施，部分注聚井上調(diào)交聯(lián)劑濃度，促使調(diào)剖劑侯凝封堵竄流通道。選擇產(chǎn)聚濃度大于1200mg/L、能量充足的8口油井分別于3月24日、3月30日分批關(guān)停，促使液流轉(zhuǎn)向，下步根據(jù)井組油井受效情況，安排開抽復(fù)產(chǎn)。

4.4 持續(xù)優(yōu)化配套降粘解堵，改善原油流動性

針對原油粘度高、聚合物堵塞等造成部分油井液量低、生產(chǎn)效果差的問題，開展了古44051熱處理、古4108熱氮解堵試驗取得一定成效，日增油3.3噸，累計增油350噸。下步綜合考慮油井物性、地面管網(wǎng)、井下技術(shù)狀況等因素，逐步探索配套適宜的降粘解堵方式和解堵半徑等相關(guān)參數(shù)，確保解堵的有效性，進(jìn)一步延長穩(wěn)產(chǎn)期，改善生產(chǎn)效果。

5.結(jié)論

（1）古城油田泌125斷塊聚合物驅(qū)后，平、剖面矛盾突出，聚竄影響加劇，開發(fā)效果變差，只有不斷攻關(guān)配套適宜的調(diào)剖技術(shù)從源頭治理，同時配套細(xì)分重組、動態(tài)調(diào)配等措施，才能有效改善區(qū)塊開發(fā)效果。

（2）要依據(jù)注入井所處位置、層間差異情況及吸水狀況，優(yōu)化了聚合物注入層段和聚合物注入濃度，采取濃度差異化注入。一方面有利于控制高滲透層注入，減緩或控制聚合物沿高滲透層段竄流，影響聚合物驅(qū)的開發(fā)效果；另一方面可以加強中低滲透層的注入，擴(kuò)大聚合物驅(qū)縱向波及體積，達(dá)到改善開發(fā)效果并提高采收率的目的。

（3）要根據(jù)整體動態(tài)變化，及時對油井生產(chǎn)參數(shù)優(yōu)化、配套調(diào)層堵水等措施，促使液流轉(zhuǎn)向，確保油井受效，才能進(jìn)一步提升油井產(chǎn)能。

（4）針對原油粘度高、聚合物堵塞現(xiàn)象影響油井產(chǎn)能發(fā)揮井，通過現(xiàn)場摸索試驗，以熱的形式解堵取得一定成效，為了確保熱解堵的有效性，不斷論證確定合理的解堵半徑是關(guān)鍵。對油藏條件相似的其他聚驅(qū)單元，有一定的借鑒意義。