孫明柱

（大慶油田測試技術(shù)服務(wù)分公司第四大隊(duì)，黑龍江 大慶163511）

目前，聚合物已成為油田主力油層增產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)的重要技術(shù)措施，取得了巨大的經(jīng)濟(jì)效益。隨著主力油層注聚規(guī)模的擴(kuò)大，聚驅(qū)后穩(wěn)產(chǎn)難度越來越大，勢必大面積轉(zhuǎn)入非主力油層進(jìn)行三次采油。與主力油層相比，非主力油層具有厚度小，連通狀況差，油層發(fā)育差，層間予盾大等特點(diǎn)［1］。為了提高驅(qū)油效率，要對非主力油層采取各種驅(qū)油試驗(yàn)和措施。而實(shí)時了解油層注、產(chǎn)剖面是當(dāng)前油田開發(fā)工作者關(guān)心的問題。通過對試驗(yàn)區(qū)注入、產(chǎn)出井進(jìn)行動態(tài)監(jiān)測，認(rèn)識試驗(yàn)區(qū)水驅(qū)、微生物及三元復(fù)合驅(qū)條件下的注采能力，可以為微生物及三元復(fù)合驅(qū)開展有針對性的注采方案調(diào)整和油井挖潛措施提供依據(jù)［2］。

1 杏六區(qū)東部Ⅱ塊基本情況

杏六區(qū)東部Ⅱ塊三元復(fù)合驅(qū)葡Ⅰ3油層各沉積單元水淹程度比較嚴(yán)重，且平面、層間、層內(nèi)動用差異比較突出。采出井投產(chǎn)后，含水級別相對較高。區(qū)塊目前高含水井所占比例高，含水在98%以上的井占總開井?dāng)?shù)的31.6%，平均沉沒度660 m；而含水小于90%的采出井僅有8口，占總開井?dāng)?shù)的8.4%，平均沉沒度為346 m；部分注入井注入壓力低，剖面動用不均勻，低效、無效循環(huán)狀況較為嚴(yán)重，存在嚴(yán)重的單層突進(jìn)現(xiàn)象，而且隔層厚度較小，分層工藝難以解決層間矛盾。因此，為了提高三元復(fù)合驅(qū)體系的利用率，需要在注聚前對低效、無效循環(huán)狀況嚴(yán)重的井實(shí)施調(diào)剖。杏六區(qū)東部Ⅱ塊三元復(fù)合驅(qū)區(qū)塊共設(shè)計(jì)調(diào)剖井24口，調(diào)整目的層為葡Ⅰ1～3。

2 杏六區(qū)東部Ⅱ塊三元復(fù)合驅(qū)調(diào)剖中資料應(yīng)用

2.1 利用PI（90）測試值及注入剖面資料進(jìn)行選井選層

1）PI（90）測試 調(diào)剖時應(yīng)選擇注入能力高、動用狀況不均勻、PI（90）值低于區(qū)塊PI（90）平均值的井進(jìn)行調(diào)剖。選吸水比例、滲透率高并且與其相連通油井對應(yīng)層段為高含水層的層段。

圖1 XX井PI（90）測試成果

XX井全井射開砂巖厚度9.8m，有效厚度7.6m，2009年3月17日進(jìn)行PI（90）測試 （見圖1）。測試PI（90）值為12.5 MPa，低于該區(qū)塊PI（90）平均值13.4 MPa，懷疑存在大孔道。調(diào)剖井視吸水指數(shù)為 1.667 m3／ （d·m·MPa），高于非調(diào)剖井0.191 m3／ （d·m·MPa），啟動壓力0.5 MPa，注入壓力4.5 MPa，低于區(qū)塊平均水平。全井有效厚度動用比例42.1%；周圍連通采出井含水級別高達(dá)95.9%。結(jié)合靜態(tài)資料，葡Ⅰ3②－3③發(fā)育連通狀況較好，與周圍4口采出井均為一類連通，全部為高水淹，而且，該層段自然電位曲線顯示讀值較高，電阻率曲線 （2.5 m）顯示讀值較低，說明存在大孔道。在進(jìn)行選層時，于2009年04月10日進(jìn)行同位素吸水剖面測試。測試成果顯示，葡Ⅰ3②－3③ （1044.5～1048.6 m）絕對吸水量為40 m3／d，相對吸水量為100%。且該層段有效滲透率為0.983～1.253μm2，為全井發(fā)育最好的層段，所以選取該層段為調(diào)剖層。制定調(diào)剖厚度3.2 m，調(diào)剖方向?yàn)?個吸水層段。

2）調(diào)剖 結(jié)合分析靜態(tài)資料，依據(jù)PI（90）測試值及注入剖面資料，擬對該區(qū)塊的24口注入井進(jìn)行調(diào)剖。XX井于2010年2月開始調(diào)剖，5月調(diào)剖結(jié)束。由于調(diào)剖后各井實(shí)注與調(diào)剖前對比，上升下降各有不同，僅根據(jù)生產(chǎn)數(shù)據(jù)不足以全面了解掌握調(diào)剖井的層間及層內(nèi)吸水狀況。此時，就需要利用測井資料來了解。該井于2010年8月進(jìn)行電磁流量測井。測試成果 （見圖2）顯示，有4個層段有吸入顯示，達(dá)到調(diào)剖方案制定的層數(shù)。全井吸水厚度由4.1 m增加到7.6 m，動用有效厚度比例由40.51%提高到75.95%；葡Ⅰ3②－3③ （1038.8～1043.6 m）由不吸入到吸入比例為66.74%；調(diào)剖層段葡Ⅰ3②－3③（1044.5～1048.6 m）由相對吸入量為100%到葡Ⅰ3②－3③ （1043.6～1046.4 m）相對吸入量為33.26%；油層底部葡Ⅰ3②－3③ （1046.4～1048.6 m）沒有吸入顯示?？梢娬{(diào)剖后吸水層數(shù)增加，吸入剖面較均勻。調(diào)剖層相對吸水量下降，非調(diào)剖層相對吸入量上升，調(diào)剖效果明顯，達(dá)到了改善層間非均質(zhì)性、調(diào)整吸水剖面的目的。

圖2 XX井調(diào)剖前后注入剖面對比成果圖

2.2 利用注入及產(chǎn)出剖面驗(yàn)證調(diào)剖效果

驗(yàn)證調(diào)剖效果最簡便直觀的方法，一方面看調(diào)剖層吸入比例及吸入剖面比例均勻程度；另一方面通過周圍連通采出井的含水和相對產(chǎn)液量的升降來判別調(diào)剖效果的好壞。

1）調(diào)剖層吸入比例及吸入剖面比例均勻程度 CC井2009年4月測同位素吸水剖面，測試成果顯示，全井只有2個吸水層。葡Ⅰ3② （1041.4～1043.4 m）相對吸水量為43.98%，葡Ⅰ3③（1044.3～1047.5 m）相對吸水量為56.02%。根據(jù)測試成果方案 制 定 葡 Ⅰ3③ （1044.3～1047.5 m）為調(diào)剖目的層，調(diào)剖厚度為4.3 m，制定調(diào)剖方向?yàn)?個吸水層段。于2010年2月開始調(diào)剖，5月調(diào)剖結(jié)束。開始注入聚合物，于2010年8月測注入剖面電磁流量。測試成果 （見圖3）顯示，有3個層段有吸入顯示。葡Ⅰ3②（1039.4～1041.4 m）由不吸入到相對吸入量為16.62%，葡Ⅰ3② （1041.4～1043.4 m）27.79%；葡Ⅰ3③ （1044.3～1045.8 m）相對吸入量為55.59%，該層段吸入厚度由3.2 m減少到1.5 m，吸入厚度減了53.13%，調(diào)剖層吸入厚度有所減少，層段頂部吸入厚度增加，調(diào)剖效果較好。

2）周圍連通采出井的含水和相對產(chǎn)液量的升降 周圍與其連通的一口油井DD井于2010年9月測環(huán)空產(chǎn)出剖面 （見圖4）。對比2009年10月所測環(huán)空產(chǎn)出剖面，調(diào)剖前后產(chǎn)液量由45.4t下降到22.6t，產(chǎn)油量由1.2t上升到1.5t，含水下降4%。相對于調(diào)剖的目的層相對產(chǎn)液比例下降。非調(diào)剖層相對產(chǎn)液比例上升。各層段含水均有下降趨勢。沉沒度由666.32 m下降到708.33 m。表1為調(diào)剖前后環(huán)空產(chǎn)出剖面對比表。

圖4 DD井調(diào)剖前后產(chǎn)出剖面成果圖

表1 DD井調(diào)剖前后產(chǎn)液剖面對比表

對調(diào)剖區(qū)塊的5口調(diào)剖井調(diào)剖前后進(jìn)行注入剖面測井動態(tài)監(jiān)測，測試成果 （見表2）表明，調(diào)剖后調(diào)剖層段相對吸入量下降較明顯，吸入層段增加，吸入剖面較均勻。測試資料驗(yàn)證了較好的調(diào)剖效果。

表2 調(diào)剖前后注入剖面對比表

3 結(jié)論與認(rèn)識

1）只有把注入井注入剖面、采出井的產(chǎn)出剖面、壓力資料與油層連通狀況進(jìn)行綜合分析，才能優(yōu)選出準(zhǔn)確合理的調(diào)剖井和調(diào)剖層位。

2）經(jīng)過調(diào)剖可以改善層內(nèi)予盾，避免三元復(fù)合物沿高滲透層突進(jìn)，增加注入液的有效利用率，能夠提高三元復(fù)合驅(qū)的驅(qū)油效果。

3）地質(zhì)工作離不開測試資料，應(yīng)加強(qiáng)有針對性的測試資料的錄取。

［1］侯兆偉，石梅 .微生物與三元復(fù)合驅(qū)結(jié)合提高原油采收率探索研究 ［J］.大慶石油地質(zhì)開發(fā)，2004，23（4）：56－58.

［2］曲鵬 .試井與測試資料在二類油層調(diào)剖中的綜合應(yīng)用 ［J］.油氣井測試，2008，17（3）：28－29.