盧軼寬，王 偉，閆 寒，王 輝，吳 卓，萬禧煌，付立群

(中海石油(中國)有限公司天津分公司 天津 300459)

1 井組情況及存在問題

渤海A油田屬復雜斷塊油藏[1]，于2009年投產(chǎn)，生產(chǎn)層位為淺層明化鎮(zhèn)組，埋深-1 100～-1 400 m，采用不規(guī)則井網(wǎng)注水開發(fā)。3M砂體是油田的主力砂體，平面分布穩(wěn)定，隔夾層發(fā)育，設計1注3采共計4口開發(fā)井，見圖1。

注水井S8在3M砂體共計射開5套含油小層，小層厚度范圍0.3～12.9 m，滲透率范圍31.8～971.4 mD，儲層非均質性強[2-3]，層間滲透率極差大。井組日產(chǎn)液973 m3，綜合含水78.5%，日產(chǎn)油209 m3，運行效率較低。

2 挖潛方法

考慮油井端提液量及生產(chǎn)壓差已接近出砂極限，不具備進一步釋放產(chǎn)能的條件，為扭轉井組低效運行的局面，渤海A油田決定從注水端開展挖潛工作。具體做法是：以油藏工程理論為指導尋找剩余油，以生產(chǎn)測試資料為依據(jù)證實理論推測，并最終借助調剖手段達到改善水驅效果的目的。

2.1 層間剩余油富集的理論描述

設儲層與水平方向成角度α，一端為注水端，另一端為產(chǎn)油端，根據(jù)達西定律，油水兩相運動方程分別為：

式中：qo為油的體積流量；qw為水的體積流量；K為巖石的絕對滲透率；Kro為油的相對滲透率；Krw為水的相對滲透率；μo、μw為油、水的粘度；A為油層橫截面積；Po、Pw為油相、水相的壓力；ρo、ρw為油、水的密度；α為儲層與水平面的夾角。

設出口端總的體積流量qt為：

式中：fw為產(chǎn)油端的出口含水率；λo為油相黏度；λw為水相黏度；Δρ＝ρw-ρo，即水相密度和油相密度之差。

當忽略毛管力且驅替方向為水平，即α＝0時，則：

上式表明，fw是油、水相對滲透率的函數(shù)，而相對滲透率又是含水飽和度的函數(shù)，則有：

式中，XSw為驅替前緣的位置；φ為小層孔隙度；Sw為驅替前緣含水飽和度。

綜上則有：對定向注水井組，如果其他參數(shù)都一致，那么小層吸水量越大，水驅前緣移動速度越快，水質點也會越快到達生產(chǎn)井底。同時，因為水的黏度比油的黏度小得多，所以由水先占據(jù)的流動通道的滲流阻力越來越小，導致降低了其他小層的水驅效果，進而形成層間剩余油富集[4]。

2.2 層間剩余油富集的實際情況

2015—2019年，注水井S8井共計實施了4次吸水剖面測試，小層吸水量解釋成果匯總如表1。

由表1可知，S8井存在吸水剖面嚴重不均的情況，且吸入量主要集中在第5小層。其中，測點斜深2 038.0～2 040.3 m為第5小層的主要吸水層段，其余上部測點位置不吸水或吸入量較少。

表1 S8井歷次吸水剖面測試結果匯總表Tab.1 Summary of test results of previous water absorption profile of Well S8

針對上述吸水特征，落實產(chǎn)出端的響應情況，選取高采液強度的定向井S4進行含水飽和度測試。測試結果表明，S8井強吸水層段對應S4井端，含水飽和度高達80%，不吸或少吸水層段對應S4井端，含水飽和度較低，為40%～65%，見圖2。

通過生產(chǎn)測試資料可以明確，S8井組存在縱向儲量動用不均的情況，且注、采端剖面特征一致，即吸水量多的層位，與之對應的生產(chǎn)端含水飽和度高、驅油效率[5]高，反之亦然。

2.3 挖潛方法及實施效果

為改善水驅效果，提高注入水波及面積，渤海A油田選用S8井組使用復合氮氣泡沫調剖體系改善吸水剖面。基于氮氣泡沫遇水穩(wěn)定、遇油消泡的特點，可以實現(xiàn)選擇性封堵。凝膠具有良好的成膠強度，能夠有效封堵大孔道。微球吸水膨脹后可以和起泡劑形成非均相二元復合驅，實現(xiàn)油藏深部的高效驅油。

上述方案實施后，S8井吸水剖面顯著改善，下部主力吸水層位的相對吸水量由措施前的70%下降為24%。且3口生產(chǎn)井均不同程度受效，井組平均含水降幅16.5%，日增油163 m3，見表2。

表2 挖潛前后效果對比表Tab.2 Comparison of effects before and after tapping potential

3 結 論

渤海A油田S8井組層間剩余油實際富集情況與油藏工程理論相符。氮氣泡沫調剖技術能有效改善S8井組層間吸水不均的情況，其中主力吸水層位相對吸水量可由措施實施前的70%下降至24%?！?/p>