摘? 要：錦16塊（東）興隆臺(tái)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(kāi)發(fā)階段。本著“先試驗(yàn)，后推廣”的原則，為了驗(yàn)證強(qiáng)水淹區(qū)域化學(xué)驅(qū)潛力，評(píng)價(jià)化學(xué)驅(qū)開(kāi)展的技術(shù)可行性和經(jīng)濟(jì)可行性，在錦16東部?jī)?yōu)選4個(gè)井組先期開(kāi)展強(qiáng)水淹區(qū)化學(xué)驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)，為全區(qū)規(guī)模推廣化學(xué)驅(qū)提供重要依據(jù)。通過(guò)實(shí)施化學(xué)驅(qū)預(yù)計(jì)可提高采收率13%。

關(guān)鍵字：強(qiáng)水淹;二元驅(qū);錦16塊（東）

中圖分類號(hào)：TE357.7? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ?文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)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(zhǎng)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(tái)油層，油藏埋深-1255—-1460m。含油面積2.08km2，石油地質(zhì)儲(chǔ)量1462×104t。錦16強(qiáng)水淹區(qū)化學(xué)驅(qū)試驗(yàn)井組位于錦16塊工業(yè)化試驗(yàn)區(qū)東側(cè)，含油面積0.29Km2，厚度13.4m，儲(chǔ)量67.7×104t，目的層興Ⅱ5-6。試驗(yàn)區(qū)化學(xué)驅(qū)參數(shù)設(shè)計(jì)為：井網(wǎng)井距是150米五點(diǎn)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(guò)實(shí)施化學(xué)驅(qū)預(yù)計(jì)可提高采收率13%。

截止到2017年7月， 試驗(yàn)井組注水井總井4口，開(kāi)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(kāi)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(wèn)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(duì)該井聚合物濃度化驗(yàn)結(jié)果高的情況，3月份加密測(cè)試5次，測(cè)試結(jié)果顯示該井聚合物濃度174.3-256.7mg/L，遠(yuǎn)高于正常水平。目前正在對(duì)比研究。

2.近期測(cè)試聚合物粘度降低

近期化驗(yàn)結(jié)果顯示井口聚合物粘度降低，未達(dá)到方案設(shè)計(jì)要求（主段塞井口123.7mpa.s），分析認(rèn)為存在兩種可能：B級(jí)水懸浮物含量波動(dòng)較大，對(duì)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(shí)粘度。

3.單層突進(jìn)程度加劇

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

三、研究效果

注水井總井4口，開(kāi)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(kāi)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(duì)穩(wěn)定，目前視吸水指數(shù)9.9m3/MPa.d。

吸水剖面測(cè)試結(jié)果表明，通過(guò)調(diào)剖未達(dá)到預(yù)期效果，主吸層吸水量未得到抑制。示蹤劑測(cè)試表明，層內(nèi)存在高滲優(yōu)勢(shì)通道，注水主要沿著高滲通道竄進(jìn)。井組連通分析，注采井對(duì)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(yàn)井組油井采出液聚合物濃度化驗(yàn)結(jié)果，區(qū)塊聚合物背景值16.6mg/L，試驗(yàn)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(yàn)出較高聚合物濃度值。 根據(jù)吸水剖面測(cè)試結(jié)果劈分注入量，計(jì)算單井組單層注入PV數(shù)。東部?jī)煽诰dⅡ5注入量大，西部?jī)煽诰dⅡ6注入量大。

四、下步措施研究

1.穩(wěn)步推進(jìn)化學(xué)驅(qū)試驗(yàn)

加強(qiáng)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(shí)更新圖件。

2.老井關(guān)井測(cè)壓排除影響

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

3.地面工藝自動(dòng)化改造

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

實(shí)現(xiàn)對(duì)來(lái)水量、加藥量、藥劑注入量、管路壓力等進(jìn)行數(shù)據(jù)采集顯示，遠(yuǎn)程控制閘門進(jìn)行啟閉，實(shí)現(xiàn)流程的自動(dòng)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(gè)8m3儲(chǔ)存罐、兩臺(tái)加藥泵、兩根5米長(zhǎng)膠管、流量計(jì)以及控制加藥泵啟閉的電器元件。加藥泵可實(shí)現(xiàn)遠(yuǎn)程控制。

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

五、結(jié)語(yǔ)

結(jié)合錄取資料，得到如下認(rèn)識(shí)：（1）整體上，根據(jù)四口RFT測(cè)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(yàn)井組共7口井測(cè)試靜壓，興Ⅱ5-6壓力系數(shù)0.86-0.89。根據(jù)以上認(rèn)識(shí)，繪制井組壓力等值線圖，試驗(yàn)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(cè)試結(jié)果）。注入藥劑優(yōu)先向壓力低部位移動(dòng)，因此東部?jī)煽诰\2-3-A134、錦2-3-A115井見(jiàn)效時(shí)間早。

結(jié)合單井組單層注入PV數(shù)可以判斷：

（1）東部?jī)煽谝?jiàn)效油井為興Ⅱ5見(jiàn)效，由于興Ⅱ5東部飽和度相對(duì)較低，油井見(jiàn)效增油幅度較小;（2）西部油井見(jiàn)效為興Ⅱ6見(jiàn)效，注入井錦2-丙3-A125井投產(chǎn)時(shí)含水低，存在剩余油，轉(zhuǎn)注后剩余油向油井移動(dòng);（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(jiǎn)介：李晗麗（1988-），女，碩士，現(xiàn)從事油氣田開(kāi)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）