肖偉

摘要：通過分析錦16塊二元驅(qū)注、采井現(xiàn)場生產(chǎn)動態(tài)的變化，歸納總結(jié)了制約試驗區(qū)開發(fā)效果的主要因素，并采取有針對性措施。通過調(diào)控技術(shù)對策，有效緩解了開發(fā)矛盾，使二元驅(qū)工業(yè)化試驗取得了初步的成功。

關(guān)鍵詞：非均質(zhì)性；完善井網(wǎng)；調(diào)控技術(shù)

前言

錦16塊二元驅(qū)試驗區(qū)經(jīng)過30多年的注水開發(fā)，優(yōu)勢滲流通道已經(jīng)形成，導(dǎo)致注水壓力偏低，吸液剖面嚴(yán)重不均。本文首先根據(jù)油藏實際特點，及時開展整體調(diào)驅(qū)和注入配方體系優(yōu)化，降低了優(yōu)勢通道和非均質(zhì)性對二元驅(qū)開發(fā)效果的影響，隨后通過分析現(xiàn)場油水井生產(chǎn)動態(tài)，深化微構(gòu)造及小層級儲層研究，利用堵水改層、增加采油井點等手段提高井網(wǎng)完善程度。通過以上一系列調(diào)控技術(shù)，有效緩解了開發(fā)矛盾，提高了二元驅(qū)開發(fā)效果。

1 開展整體調(diào)驅(qū)，減小優(yōu)勢滲流通道影響

1.1 試驗區(qū)優(yōu)勢通道影響明顯

空白水驅(qū)初期，注入井的注入壓力一直處于較低水平，初期平均注水壓力僅1.2MPa，且上升緩慢，說明在長期注水開發(fā)情況下，注采井間已經(jīng)普遍發(fā)育大孔道，從而導(dǎo)致注入壓力低且上升緩慢。

1.2 調(diào)驅(qū)方式的確定及調(diào)驅(qū)井的選擇

針對該塊地質(zhì)特點和開發(fā)存在問題，開展了整體調(diào)驅(qū)研究。其中轉(zhuǎn)注以來注入壓力一直處于較低水平，吸水厚度比例小這類井采用體膨顆粒調(diào)驅(qū)；具有較高的注入壓力、但有較突出的相對吸水量且層間滲透性差異較大，這類井采用強凝膠調(diào)驅(qū)；對于層間吸水差異較小，無明顯強吸水層，這類井開展弱凝膠調(diào)驅(qū)。按照上述標(biāo)準(zhǔn)，全試驗區(qū)共實施調(diào)驅(qū)15口井，其中實施強凝膠調(diào)驅(qū)3口，體膨顆粒調(diào)驅(qū)5口，實施弱凝膠調(diào)驅(qū)7口。

2 結(jié)合油藏實際特點，優(yōu)化注入配方體系

室內(nèi)研究表明，對于非均質(zhì)性嚴(yán)重（變異系數(shù)在0.65-0.85）的油藏，二元復(fù)合驅(qū)中聚合物驅(qū)的對采收率增幅的貢獻(xiàn)占2/3，這主要是由于聚合物溶液增加了驅(qū)替液的粘度，降低了水相滲透率，改善了驅(qū)替液的流度，提高了平面波及效率，克服了注水指進(jìn)，又提高了垂向波及效率，增加了吸水厚度。

2.1 現(xiàn)場動態(tài)反應(yīng)，波及體積需進(jìn)一步擴(kuò)大

通過原前置段塞尺寸（0.04PV）高濃度聚合物的注入，試驗區(qū)平均單井注入壓力有了明顯提升，但部分井提升幅度小，且仍有提升趨勢，而井間注入壓差較大，最大壓差為3. 5MPa。另外，統(tǒng)計試驗區(qū)前置段塞15口注入井吸液狀況，發(fā)現(xiàn)平均單井吸液厚度比例僅58.0%，有8口井吸液狀況較差，比例占53.3%。

2.2 前置段塞尺寸及聚合物濃度對二元體系驅(qū)油效果的影響

通過建立物理模型，研究前置段塞尺寸、主段塞聚合物濃度等參數(shù)對采收率的影響。研究表明，在保持前置段塞濃度及主段塞配方不變時，增加前置段塞尺寸至0.1PV時驅(qū)油效果明顯增大。同時，在主段塞階段，將聚合物濃度提高至2000-2400mg/L時，可大幅度提高驅(qū)油效率。這主要是由于增加前置段塞的尺寸和提高主段塞的聚合物濃度，驅(qū)油體系的粘彈性增加，對非均質(zhì)油藏的調(diào)剖能力增強，擴(kuò)大了波及體積，同時使得孔喉中的殘余油兩端均被高粘彈性驅(qū)油劑不同程度地“拽”出，降低孔隙中殘余油飽和度，提高了驅(qū)油效率。

3 細(xì)化未見效井類別，實施針對性措施治理

根據(jù)數(shù)模研究表明，試驗區(qū)在注到0.20PV時，試驗區(qū)油井應(yīng)大規(guī)模見效，但在實際開發(fā)過程中，累注到0.25PV時，試驗區(qū)仍有近2/3油井未見到明顯二元驅(qū)效果，因此，開展未效井原因分析，找出制約油井見效的主要因素，實施有針對性的措施治理，見到了明顯增油效果。

3.1 精細(xì)地質(zhì)研究，完善注采對應(yīng)關(guān)系

由于試驗區(qū)為扇三角洲沉積，砂巖組級別的大套儲層對比關(guān)系明確，但受沉積微相影響，局部小層級別的儲層厚度變化較大，容易造成注采對應(yīng)關(guān)系差。通過開展應(yīng)用地層對比、VSP及三維地震解釋技術(shù)重建構(gòu)造特征，結(jié)合巖性、電性和沉積旋回，指導(dǎo)地層精細(xì)劈分對比，然后將傳統(tǒng)的油層對比與VSP測井技術(shù)相結(jié)合指導(dǎo)斷塊構(gòu)造研究，最后應(yīng)用地震資料進(jìn)行砂體追蹤，落實試驗區(qū)的各小層的砂體發(fā)育范圍及連通關(guān)系。通過地質(zhì)再認(rèn)識，發(fā)現(xiàn)試驗區(qū)構(gòu)造有了新變化，為此開展了老井側(cè)鉆、增加采油井、老井補層分采、補層合采等措施11井次，有效完善了新落實構(gòu)造中的注采井網(wǎng)。

3.2 細(xì)化井組動態(tài)分析，增加見效井比例

對于非地質(zhì)因素影響的未見效井，以井組為單元，從含聚濃度、注采參數(shù)變化等動態(tài)參數(shù)方面入手，開展了多方面的原因分析，最后歸納總結(jié)出了制約油井見效的5種原因類型①構(gòu)造位置低導(dǎo)致邊水內(nèi)侵；②井況影響；③固井質(zhì)量差導(dǎo)致的管外竄槽；④注采井間壓力梯度小；⑤其它層系注水影響。

針對以上原因，及時開展措施治理。利用井位互換縮小井距，加快側(cè)逆向驅(qū)替見效速度；實施側(cè)鉆，改變斷層和邊水對油井生產(chǎn)的影響；利用大修擠灰封竄槽；堵水補層，進(jìn)一步完善局部注采對應(yīng)關(guān)系。共實施各類措施14井次，平均單井日增油3.4t/d。

4 調(diào)控后現(xiàn)場實施效果評價

4.1 開發(fā)效果顯著提升

通過以上一系列動態(tài)調(diào)控技術(shù)，試驗區(qū)日產(chǎn)油由63噸穩(wěn)步上升至132噸，含水由96.7%下降至93.1%，31口油井中，有22口井不同程度見效，中心井全部見效，試驗區(qū)取得了階段性成功。

4.2 主要評價指標(biāo)均趨好

儲層動用狀況得到明顯改善，平均單井吸聚厚度由62.2%提升至目前的83.1%。

與空白水驅(qū)末期相比，注入壓力提升4.1MPa，視阻力系數(shù)2.1，與其他同類油田相比較，提升幅度正常。

5 結(jié)論

（1）對于非均質(zhì)性強的油藏，應(yīng)結(jié)合現(xiàn)場實際生產(chǎn)動態(tài)，在二元驅(qū)中、前期應(yīng)盡可能通過提高注入液粘度建立較強的殘余阻力系數(shù)來降低油藏非均質(zhì)程度，有利于后續(xù)表面活性劑發(fā)揮洗油功能。

（2）對于高孔高滲油藏，水驅(qū)轉(zhuǎn)化學(xué)驅(qū)階段，應(yīng)實施整體調(diào)驅(qū)，封堵優(yōu)勢通道，使后續(xù)驅(qū)替液發(fā)生液流轉(zhuǎn)向，從而擴(kuò)大了波及體積。

（3）以低效井為突破口，開展精細(xì)地質(zhì)再認(rèn)識，及時實施綜合措施治理，保障了試驗區(qū)開發(fā)效果。

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（作者單位：中油遼河油田公司錦州采油廠）