邵金祥

（黑龍江省大慶市大慶油田第七采油廠，黑龍江 大慶163517）

深部調(diào)驅(qū)技術在“調(diào)”的基礎上又結(jié)合了“驅(qū)”的效果，具有調(diào)堵和驅(qū)替的雙重作用。既能有效改善油層深部非均質(zhì)性，擴大注水波及體積，又能提高驅(qū)油效果，從而達到提高采收率的目的。從調(diào)驅(qū)體系上看，調(diào)驅(qū)劑與調(diào)剖劑相似，是一種凝膠類產(chǎn)品，通過主劑與輔劑發(fā)生交聯(lián)反應，可形成凝膠，有效提高體系粘度，具有調(diào)剖和驅(qū)替的作用。

1 地質(zhì)概況

葡北油田處于松遼盆地北部沉積體系大慶長垣南部葡萄花油田三角洲內(nèi)前緣和外前緣沉積相帶上，開發(fā)對象為葡I 組油層。砂體呈片狀、條帶狀、斷續(xù)條帶狀及透鏡體或零星分布，砂體發(fā)育具有規(guī)模小、油層少而薄的特點，空氣滲透率298×10-3μm2。“十二五”以來，葡北油田已進入特高含水開發(fā)期，含水高達93.3%，采出程度僅為30.0%，水驅(qū)挖潛的難度逐年加大。為探索葡北油田特高含水期進一步提高采收率新途徑，2013～2018 年開展了深部調(diào)驅(qū)現(xiàn)場試驗，試驗區(qū)含油面積1.22km2，地質(zhì)儲量118.8×104t，注入井9 口，采出井24 口，平均單井砂巖厚度13.3m，有效厚度8.7m，優(yōu)選復合離子聚合物凝膠體系為本次現(xiàn)場試驗調(diào)驅(qū)體系。

2 深部調(diào)驅(qū)動態(tài)跟蹤調(diào)整關鍵技術

2.1 注入?yún)?shù)跟蹤優(yōu)化調(diào)整

以生產(chǎn)動態(tài)為依據(jù)，以注采平衡為原則，充分考慮深部調(diào)驅(qū)不同階段開發(fā)特點進行合理注入速度設計和允注壓差控制，優(yōu)化調(diào)驅(qū)體系注入濃度。注入初期：處于調(diào)驅(qū)未受效或含水下降階段，堅持低速注入，確保注入壓力平穩(wěn)上升,調(diào)驅(qū)逐步受效，注入速度控制在0.04 ～0.05PV/a，允注壓差控制在2.0 ～2.5MPa，聚合物濃度控制在800～1000mg/L，交聯(lián)劑濃度控制在1400～1800mg/L；注入中期：處于含水低值期，應加快注入速度，確保注采平衡, 努力提高調(diào)驅(qū)效果，注入速度控制在0.05～0.07PV/a，允注壓差控制在1.0～2.0MPa，聚合物濃度控制在700～900mg/L，交聯(lián)劑濃度控制在1400～1800mg/L；注入后期：處于含水回升期，需控制注入速度，控制含水回升，進一步保持調(diào)驅(qū)效果，注入速度控制在0.05～0.06PV/a，允注壓差控制在0.5～1.0MPa，聚合物濃度控制在700～1000mg/L，交聯(lián)劑濃度控制在1400～1800mg/L。同時，結(jié)合單井存在的實際問題和實際注入能力，根據(jù)井區(qū)采出井見效程度，建立注入壓力及注入體積關系圖版，指導分類調(diào)整。針對注入壓力低、注入體積小井區(qū)，加強注入；針對注入壓力高、注入體積小井區(qū)，需通過措施手段增強注入能力；針對注入壓力高、注入體積大井區(qū)，需控制注入速度；針對注入壓力低、注入體積大井區(qū)，適當提高注入濃度，保持注入速度。調(diào)驅(qū)試驗過程中，共優(yōu)化調(diào)整單井注入量154 井次，及時調(diào)整注入濃度106 井次。

2.2 注入井措施降壓增注

針對調(diào)驅(qū)過程中注入壓力較高的井積極采取降壓增注措施。主要措施為：大排量洗井、酸化解堵、壓裂。大排量洗井：針對短期內(nèi)注入壓力上升快或注入困難井實施大排量洗井，一般洗井周期4～6 個月。首先，依靠地層壓力對地層近井地帶的堵塞物進行返吐，直至返排瞬時流量低于10m3/h；其次，利用干線高壓來水對注入管線進行沖洗，洗井總量在20m3以上；最后，利用干線高壓來水對井筒進行反沖洗，瞬時排量不低于20m3/h，直至洗井進出口水質(zhì)一致。酸化解堵：近井地帶污染嚴重、近半年內(nèi)新增注入困難井或大排量洗井效果差井可組織實施酸化解堵。一般，注入壓力較全區(qū)高1.5MPa 以上、距破裂壓力小于2MPa，吸水厚度比例大于70%，單層吸水比例小于40%。在酸化配方優(yōu)選上，為了使酸化效果最佳，通過對注入體系、井底返吐物及管線內(nèi)壁附著物進行室內(nèi)實驗研究，確定最佳酸化治理方案，組合應用降解劑、清洗液及酸液的方式進行降壓治理。壓裂：常規(guī)措施效果差井可進一步實施壓裂改造，一般平面注入壓差大于2MPa、注入壓力距破裂壓力小于2MPa、吸水厚度比例小于70%、全井有效厚度大于4m。

試驗以來，共實施大排量洗井46 井次、酸化6 井次。46 口大排量洗井，平均洗井周期6～8 個月，平均注入壓力下降0.7MPa，效果較好；針對洗井無效井實施酸化解堵，平均注入壓力下降1.1MPa。

2.3 油井合理流壓控制

未見效期及含水下降期：堅持高含水井高流壓、低含水井低流壓原則，將流壓控制在4～7MPa，促進調(diào)驅(qū)劑均衡推進；含水低值期：堅持低流壓原則，將流壓控制在2～4MPa，提高調(diào)驅(qū)效果；含水回升期：堅持“高見聚井高流壓、低見聚井低流壓”原則，流壓控制在3～6MPa，控制含水回升速度。注入初期平均流壓控制在4.89MPa 左右，調(diào)驅(qū)劑注入0.02PV 后，采出井陸續(xù)見效，為了擴大調(diào)驅(qū)波及體積，提高調(diào)驅(qū)開發(fā)效果，結(jié)合不同井組見效情況，對單井流壓進行個性化控制，流壓下降到4.5MPa 左右；在調(diào)驅(qū)見效高峰期，含水進一步下降，流壓進一步控制到3.5MPa 以下；含水回升期，針對采聚濃度高、含水回升快的井調(diào)小參數(shù)，流壓略有上升，流壓控制在4.0MPa 左右。共實施換泵及參數(shù)調(diào)整218 井次，其中，換大泵11 井次，調(diào)大參97 井次，換小泵10 井次，調(diào)小參100 井次。

2.4 油井壓裂提效增效

調(diào)驅(qū)過程中，對采出井生產(chǎn)情況進行實時跟蹤分析，綜合分析儲層發(fā)育、剩余油分布及生產(chǎn)動態(tài)變化等動靜態(tài)資料，適時開展油井壓裂措施，進一步提高了調(diào)驅(qū)見效程度。含水下降及回升期，按照主河道適當控制規(guī)模、接替層最大動用的思路，對主河道砂體選擇性壓裂，防止含水回升過快；接替層適當加大砂量，薄差層采取壓前擠酸工藝，提高泄油能力，共實施油井壓裂5 井次，其中含水下降期3 井次，含水回升期2 井次。含水低值期，按照最大限度發(fā)揮調(diào)驅(qū)效果思路進行主河道整體改造，同時結(jié)合連通方式及產(chǎn)液降幅情況對部分主河道砂體采取多裂縫壓裂，提高油井產(chǎn)能，期間共實施油井壓裂9 井次。在壓裂選層上，壓裂層位以滲透率200×10-3μm2以上層為主，連通較好，但產(chǎn)液比例較低；在壓裂時機上，見效井含水降幅在5 個百分點以上，產(chǎn)液量下降幅度在20%以上且沉沒度較低；在壓裂工藝上，主力厚油層以多裂縫壓裂為主，非主力層以普通壓裂為主。

累計共實施油井壓裂14 井次，初期平均單井日增液10.9t，日增油4.1t，含水下降9.2 個百分點，平均單井累積增油1118t，有效期達到了560 天。

3 深部調(diào)驅(qū)效果

深部調(diào)驅(qū)試驗于2013 年11 月開始注入，2018 年10 月結(jié)束注入，轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)，累積注入調(diào)驅(qū)劑66.61×104m3，注入地下孔隙體積0.275PV，截至2019 年8 月，累積增油6.82×104t，階段提高采收率5.74 個百分點。注入壓力上升4.4MPa，見效油井比例95.8%，含水最大降幅7.16 個百分點，油層動用比例達到83.8%，較調(diào)驅(qū)前提高18.2 個百分點。

4 結(jié)論與認識

葡北油田深部調(diào)驅(qū)現(xiàn)場試驗表明，進入特高含水期，深部調(diào)驅(qū)是進一步提高采收率的有效途徑，復合離子聚合物凝膠調(diào)驅(qū)體系適合葡北油田地質(zhì)條件。及時有效的動態(tài)跟蹤調(diào)整是調(diào)驅(qū)效果的根本保障，需重點做好注入?yún)?shù)優(yōu)化調(diào)整、注入井措施降壓增注、油井合理流壓控制及油井壓裂引效增效等四方面工作。