摘? 要：錦16塊（東）興隆臺油層構(gòu)造上位于遼河盆地西部凹陷西斜坡南部。區(qū)塊目前綜合含水為97.6%，處于特高含水開發(fā)階段。本著“先試驗，后推廣”的原則，為了驗證強水淹區(qū)域化學(xué)驅(qū)潛力，評價化學(xué)驅(qū)開展的技術(shù)可行性和經(jīng)濟可行性，在錦16東部優(yōu)選4個井組先期開展強水淹區(qū)化學(xué)驅(qū)先導(dǎo)試驗，為全區(qū)規(guī)模推廣化學(xué)驅(qū)提供重要依據(jù)。通過實施化學(xué)驅(qū)預(yù)計可提高采收率13%。

關(guān)鍵字：強水淹;二元驅(qū);錦16塊（東）

中圖分類號：TE357.7? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ?文獻標(biāo)識碼：A? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ?DOI：10.12296/j.2096-3475.2021.05.260

一、油藏概況

錦16塊（東）部位于歡喜嶺油田西南部，錦16塊為兩組近北東向正斷層夾持的南傾的鼻狀構(gòu)造。東西長9.3km，南北寬l.2km，主要含油氣層為古近系沙河街組一段和沙二段即興隆臺油層，油藏埋深-1255—-1460m。含油面積2.08km2，石油地質(zhì)儲量1462×104t。錦16強水淹區(qū)化學(xué)驅(qū)試驗井組位于錦16塊工業(yè)化試驗區(qū)東側(cè)，含油面積0.29Km2，厚度13.4m，儲量67.7×104t，目的層興Ⅱ5-6。試驗區(qū)化學(xué)驅(qū)參數(shù)設(shè)計為：井網(wǎng)井距是150米五點法面積注采井網(wǎng);注采井?dāng)?shù)為4注9采;日注量是平均單井日注90方;日采液：平均單井日采液40噸;注入速度是0.15PV/a;注采比為1：1，配方是四段塞式二元配方;通過實施化學(xué)驅(qū)預(yù)計可提高采收率13%。

截止到2017年7月， 試驗井組注水井總井4口，開井4口，平均注入壓力9.1MPa，日注水360m3，累注水24.0×10m3，累注前置段塞9.7834×104m3，累注主段塞8.9320×104m

。油井總井9口，開井9口，日產(chǎn)液333t，日產(chǎn)油12.7t，綜合含水96.2%。采油速度0.68%，采出程度50.45%。

二、存在問題

1.非目的層老井聚合物濃度異常

錦16-于H21C井為井組范圍內(nèi)非井網(wǎng)老井，生產(chǎn)目的層為興Ⅱ7，針對該井聚合物濃度化驗結(jié)果高的情況，3月份加密測試5次，測試結(jié)果顯示該井聚合物濃度174.3-256.7mg/L，遠高于正常水平。目前正在對比研究。

2.近期測試聚合物粘度降低

近期化驗結(jié)果顯示井口聚合物粘度降低，未達到方案設(shè)計要求（主段塞井口123.7mpa.s），分析認(rèn)為存在兩種可能：B級水懸浮物含量波動較大，對配置藥劑粘度有影響;加入表活劑后取樣難度加大，取樣不能反映注入藥劑真實粘度。

3.單層突進程度加劇

從注入井吸水剖面測試結(jié)果和油井動液面變化情況來看，調(diào)剖未取得預(yù)期效果，單層突進程度進一步加劇。

三、研究效果

注水井總井4口，開井4口，平均注入壓力9.2MPa，日注水360m3，累注水18.6554×104m3，累注前置段塞9.7834×104m3（0.115PV），累注主段塞6.0073×104m3（0.07PV）。油井總井10口，開井9口（4-05C卡停），日產(chǎn)液326t，日產(chǎn)油14.3t，綜合含水95.6%。采油速度1.00%，采出程度49.98%。

井組日注水360m3，保持平穩(wěn)，近期注入壓力略有下降，目前平均注入壓力9.1MPa。 調(diào)剖后視吸水指數(shù)快速下降，降低82%后保持相對穩(wěn)定，目前視吸水指數(shù)9.9m3/MPa.d。

吸水剖面測試結(jié)果表明，通過調(diào)剖未達到預(yù)期效果，主吸層吸水量未得到抑制。示蹤劑測試表明，層內(nèi)存在高滲優(yōu)勢通道，注水主要沿著高滲通道竄進。井組連通分析，注采井對應(yīng)率高，小層內(nèi)部存在高滲條帶。根據(jù)錦16化學(xué)驅(qū)試驗井組油井采出液聚合物濃度化驗結(jié)果，區(qū)塊聚合物背景值16.6mg/L，試驗井組部分井聚合物濃度逐漸升高，目前平均聚合物濃度為53.49mg/L。兩口井（3-A115、錦2-平1）化驗出較高聚合物濃度值。 根據(jù)吸水剖面測試結(jié)果劈分注入量，計算單井組單層注入PV數(shù)。東部兩口井興Ⅱ5注入量大，西部兩口井興Ⅱ6注入量大。

四、下步措施研究

1.穩(wěn)步推進化學(xué)驅(qū)試驗

加強資料錄取工作，為化學(xué)驅(qū)分析調(diào)整提供依據(jù)。修改目前已繪制完成圖件，新資料錄取后及時更新圖件。

2.老井關(guān)井測壓排除影響

錦16-于H21C井為一口大斜度井，原對比結(jié)果認(rèn)為生產(chǎn)層位為興Ⅱ7。針對該井采出液聚合物濃度高的情況，下步對該井實施關(guān)井測壓，觀察井組內(nèi)油井受效情況。

3.地面工藝自動化改造

（1）增加智能控制系統(tǒng)（工控計算機與數(shù)據(jù)采集與控制系統(tǒng)）

實現(xiàn)對來水量、加藥量、藥劑注入量、管路壓力等進行數(shù)據(jù)采集顯示，遠程控制閘門進行啟閉，實現(xiàn)流程的自動化。

（2）更改表面活性劑加藥系統(tǒng)

方案一：將目前的攪拌罐重新制作成密封罐，改成兩只12m3方形攪拌罐，將活性劑加到攪拌罐中混合，該加藥流程包括一個8m3儲存罐、兩臺加藥泵、兩根5米長膠管、流量計以及控制加藥泵啟閉的電器元件。加藥泵可實現(xiàn)遠程控制。

方案二：將活性劑直接注入注聚泵中，配備一臺計量泵，計量泵直接與注聚泵吸入口連接，另一端與活性劑儲存罐連接;計量泵可以將計量信息傳輸?shù)娇刂浦行?，也可通過控制系統(tǒng)控制調(diào)節(jié)流量。

五、結(jié)語

結(jié)合錄取資料，得到如下認(rèn)識：（1）整體上，根據(jù)四口RFT測試井結(jié)果，分采區(qū)平均壓力系數(shù)0.93，合采區(qū)壓力系數(shù)0.83;（2）分采區(qū)主體部位壓力系數(shù)0.95，高于西部歡錦分界線部位（5-A125壓力系數(shù)0.89）;（3）試驗井組共7口井測試靜壓，興Ⅱ5-6壓力系數(shù)0.86-0.89。根據(jù)以上認(rèn)識，繪制井組壓力等值線圖，試驗井組平均壓力低于分采區(qū)主體部位，但高于東部合采區(qū)（2-A115井RFT測試結(jié)果）。注入藥劑優(yōu)先向壓力低部位移動，因此東部兩口井錦2-3-A134、錦2-3-A115井見效時間早。

結(jié)合單井組單層注入PV數(shù)可以判斷：

（1）東部兩口見效油井為興Ⅱ5見效，由于興Ⅱ5東部飽和度相對較低，油井見效增油幅度較小;（2）西部油井見效為興Ⅱ6見效，注入井錦2-丙3-A125井投產(chǎn)時含水低，存在剩余油，轉(zhuǎn)注后剩余油向油井移動;（3）中心井錦2-丙3-A115興Ⅱ5 受東部注入井影響，興Ⅱ6受西部注入井影響。

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作者簡介：李晗麗（1988-），女，碩士，現(xiàn)從事油氣田開發(fā)地質(zhì)研究工作。

（中油遼河油田公司歡喜嶺采油廠? 遼寧盤錦? 124114）