高忠敏(中國石油遼河油田分公司曙光采油廠，遼寧 盤錦 124109)

1 概況

曙三區(qū)是曙光稀油注水開發(fā)主要區(qū)塊之一，開發(fā)目的層為沙河街組四段上部的杜家臺油層。該區(qū)塊1975年采用一套層系正方形、500 m井網(wǎng)、反九點面積注水方式投入開發(fā)，后期經(jīng)歷了多次加密調(diào)整，至2017年井網(wǎng)逐步縮減至150～230 m。截至2019年底區(qū)塊日產(chǎn)油235 t，綜合含水80.1%，采油速度0.44%，采出程度27.9%。

2 油藏特征

2.1 儲層膠結(jié)疏松，出砂嚴(yán)重

該塊儲層發(fā)育具有近物源的特點，泥質(zhì)含量相對較高13.85%，粒度中值0.15，儲層膠結(jié)疏松，成巖作用較差。油藏出砂現(xiàn)象較為普遍，出砂嚴(yán)重井占總井?dāng)?shù)的55.8%。杜18斷塊北部、曙3805斷塊和杜21斷塊單井累積出砂量大于4 m3，長期出砂導(dǎo)致套壞加劇，停產(chǎn)停注井多。

2.2 互層狀油層，層間非均質(zhì)嚴(yán)重

受構(gòu)造、沉積雙重作用，油層平面變化較大，最大39.8 m，最小6.5 m，杜家臺油層縱向上3個油層組10個砂巖組及30個小層。平均有效厚度12.7 m，屬典型的互層狀油藏。滲透率變異系數(shù)1.24，級差32.8，突進(jìn)系數(shù)3.75，儲層非均質(zhì)性強(qiáng)。

2.3 受沉積相帶控制，平面水淹狀況表現(xiàn)不一

該塊杜家臺油層為扇三角洲前緣亞相沉積，主要有分流河道、河口壩、前緣薄層砂、分流間泥等微相。注采因受相帶控制，分區(qū)特征明顯，注水易沿分流河道形成優(yōu)勢通道，無效水循環(huán)加劇，水竄嚴(yán)重。

3 化學(xué)驅(qū)可行性分析

3.1 油藏地質(zhì)條件適合化學(xué)驅(qū)

曙三區(qū)整體構(gòu)造相對簡單，主力層段儲層物性好，平均孔隙度為29.7%，平均滲透率為904 mD，非均質(zhì)性強(qiáng)，不同韻律模式沉積變異系數(shù)大于0.5，中等偏強(qiáng)；主力層段油藏溫度46～55 ℃，適宜化學(xué)驅(qū)。

3.2 注采井網(wǎng)能夠滿足化學(xué)驅(qū)基本要求

針對出砂導(dǎo)致的注采井網(wǎng)不完善問題，立足于早期的基礎(chǔ)井網(wǎng)，開展?jié)摿ε挪椋瑢ζ矫婕翱v向的剩余油開展刻畫，結(jié)合下步方式轉(zhuǎn)換的實際需求，超前對整個曙三區(qū)的方案做了統(tǒng)一的規(guī)劃。2013年開始井網(wǎng)調(diào)整，注采井距縮小到150～230 m，水驅(qū)控制程度86.5%，聚驅(qū)控制程度可達(dá)到78%。

3.3 壓力保持水平較高，具備盡快轉(zhuǎn)驅(qū)條件

曙三區(qū)除了個別次級斷塊因出砂或套壞導(dǎo)致注采井網(wǎng)不完善，北部和西部部分井區(qū)無法實現(xiàn)真正有效注水外，區(qū)塊主體壓力水平高，壓力系數(shù)0.6以上。

3.4 水驅(qū)動用程度差異大，具備化學(xué)驅(qū)潛力

各種方法測算主力層段剩余油飽和度高，42.7%～46.2%。平面上水流優(yōu)勢通道側(cè)翼及局部注采不完善區(qū)域，縱向上相對物性差層段水驅(qū)動用程度低，物模實驗表明聚驅(qū)較水驅(qū)可有效擴(kuò)大波及體積。

4 化學(xué)驅(qū)先導(dǎo)試驗

4.1 先導(dǎo)試驗的必要性

聚合物驅(qū)作為最為成熟同時也最為簡單的化學(xué)驅(qū)技術(shù)，在大慶、勝利、大港等油田開展的較早，已有20多年的歷史，目前已在拓展至Ⅱ類甚至Ⅲ油藏。但在試驗的初期結(jié)合難易復(fù)雜程度，以及從探索技術(shù)的適應(yīng)性出發(fā)，多數(shù)油田還是在Ⅰ類油藏開展攻關(guān)試驗，取得突破后擴(kuò)大至Ⅱ類油藏。而對于遼河油田的曙三區(qū)而言，油藏條件和大慶長垣差別較大，特別是油層較薄、膠結(jié)疏松、出砂嚴(yán)重，屬于典型的Ⅱ、Ⅲ類油藏，起步階段大規(guī)模礦場實踐能否成功無法確定，因此選擇有利區(qū)塊、優(yōu)選有利層段開展先導(dǎo)試驗是多數(shù)油田通用的做法，一方面可有效規(guī)避重大試驗的現(xiàn)場實施風(fēng)險，同時也為后期試驗成功后進(jìn)行大面積推廣積累現(xiàn)場實踐經(jīng)驗[1]。

4.2 先導(dǎo)試驗區(qū)選擇

經(jīng)過前期的基礎(chǔ)研究，在宏觀進(jìn)行潛力評價的基礎(chǔ)上，遵循二次開發(fā)方案的整體設(shè)計，在中部杜18井區(qū)、東部杜23井區(qū)、南部杜16井區(qū)立足二次開發(fā)部署井網(wǎng)，采用150～230 m井距，整體規(guī)劃化學(xué)驅(qū)驅(qū)井組54注102采，覆蓋儲量820萬噸。 綜合考慮油藏儲層條件、井網(wǎng)完善程度、注采能力、壓力保持水平等因素，選擇杜18井區(qū)6個井組，開展聚合物驅(qū)先導(dǎo)試驗，覆蓋儲量97萬噸。

4.3 方案設(shè)計

(1)方案配方體系：采用2 500萬分子量聚合物，濃度1 800×10-6。設(shè)計年注入0.1 PV，累計注入量為0.6 PV，體系井底黏度大于46 mPa·s，提高采收率10.3%。(2)水質(zhì)推薦標(biāo)準(zhǔn)：含油量≤10 mg/L，機(jī)雜含量≤20 mg/L，總鐵≤2.0 mg/L。(3)方案設(shè)計注入?yún)?shù)：壓力為10～15 MPa，最高注入壓力20 MPa，注入速度0.1 PV/a，注采比1∶1(日配注410 m3，單井日配注55～85 m3。)

4.4 取得的效果

2017年8月正式轉(zhuǎn)入化學(xué)驅(qū)，至2017年10月逐步開始見效，最高日產(chǎn)油升至40 t以上。階段化學(xué)驅(qū)累計注入體積0.14 PV，目前日產(chǎn)液163.9 t、日產(chǎn)油33.1 t、含水79.8%，對比空白水驅(qū)日產(chǎn)油上升17.6 t，含水下降12.4%，較常規(guī)水驅(qū)階段增油1.32萬噸。

5 礦場實踐及認(rèn)識

曙三區(qū)化學(xué)驅(qū)先導(dǎo)試驗開展以來，圍繞合理的注采參數(shù)確定、降低粘損對策以及配套技術(shù)保障上作了系列探索。

5.1 注采參數(shù)摸索

注入與采出的確定

(1)注入量確定參考以下公式，得出單井的注入量：

式中：A為井組控制面積(m2)；H為井組平均厚度(m)；φ為空隙度(%)；υ取值0.1 PV/a；Qi為注入井注入量。

(2)采出井采液量參考以下公式，計算單井的產(chǎn)液量：

式中：Qi為與采出井連通的注入井注入量；m為與注入井連通的采出井井?dāng)?shù)；QO為與注入井連通的采出井產(chǎn)液量。

以注入井的參數(shù)設(shè)計為例，單井在方案設(shè)計時，需要考慮歷史上注水的壓力及注入量情況、單井及井組的區(qū)域油層發(fā)育狀況，同時要考慮后期注入壓力上升帶來的注入量的下降，以此實施單井的個性化設(shè)計，最終確定先導(dǎo)井組設(shè)計注入量68 m3，注入強(qiáng)度3.85 m3/(d·m)。

盡管在方案設(shè)計時對實際注入能力可能會下降等因素有所考慮，相應(yīng)參數(shù)對應(yīng)下調(diào)。但在實際注入過程中，經(jīng)過兩年多的調(diào)控依然無法達(dá)到配注量，平均注入量只有設(shè)計的63%，因此未來一段時間內(nèi)如何保障采油井維持合理的產(chǎn)液強(qiáng)度是保持注采平衡的前提，也應(yīng)是注采參數(shù)調(diào)控關(guān)注的重點。

5.2 配套技術(shù)應(yīng)用

(1)綜合防砂技術(shù)。曙三區(qū)作為出砂嚴(yán)重區(qū)塊，經(jīng)過多年的技術(shù)探索，先期在防砂技術(shù)應(yīng)用上形成了初步的技術(shù)系列，其中化學(xué)防砂、礫石充填和壓裂防砂技術(shù)在曙三區(qū)直井得到普遍應(yīng)用，比較優(yōu)勢而言，壓裂防砂技術(shù)最為成熟。為提高井網(wǎng)完善程度，提高注聚后開井率，2017年在轉(zhuǎn)驅(qū)前圍繞16口生產(chǎn)井當(dāng)時的出砂狀況，優(yōu)選9口井開展了壓裂防砂，檢泵周期由防砂前的150 d，增至400 d以上。井組最高產(chǎn)液量達(dá)到220 m3，較防砂前增加70 m3。

(2)剖面調(diào)整技術(shù)。依據(jù)方案要求在實施空白水驅(qū)后，根據(jù)吸水剖面對注入井開展相應(yīng)的調(diào)驅(qū)，實施了5井次，階段縱向動用程度為68.7%，對比空白水驅(qū)階段提高23.5%。后期針對化學(xué)驅(qū)見效后平面上進(jìn)行分類評價，按照增油幅度、降水幅度進(jìn)行分類，強(qiáng)見效油井占總井?dāng)?shù)的37.5%；中見效油井占總井?dāng)?shù)的50%；弱見效油井占總井?dāng)?shù)的12.5%。與水驅(qū)階段對比，新增水驅(qū)見效方向12個，新增見效井6口，合適的調(diào)剖工藝在兼顧剖面改善的同時，對平面見效、波及體積提高也有積極的促進(jìn)作用。

5.3 降低黏損技術(shù)探索

(1)水質(zhì)對黏度的影響探索?；瘜W(xué)驅(qū)黏度對水質(zhì)的反映較為敏感，幾年的監(jiān)測資料顯示，當(dāng)水質(zhì)超標(biāo)時對應(yīng)黏度也不達(dá)標(biāo)，隨著水質(zhì)的改善，黏度也在方案設(shè)計指標(biāo)之上，水質(zhì)和黏度相關(guān)性明顯。同時黏度達(dá)標(biāo)與否直接左右化學(xué)驅(qū)效果。(2)水質(zhì)提升技術(shù)探索。試驗中立足現(xiàn)有的地面集輸系統(tǒng)。一是安裝井口過濾裝置，二是對曙一聯(lián)內(nèi)部注水技術(shù)工藝進(jìn)行改造升級。實現(xiàn)曙一聯(lián)來水和曙四聯(lián)、污水廠來水“分質(zhì)分輸”。三是定期干線清洗，保障化學(xué)驅(qū)水質(zhì)達(dá)標(biāo)運(yùn)行。(3)撬裝注入設(shè)備適應(yīng)性改造。相比集中建站撬裝設(shè)備更具優(yōu)勢：一是地面建設(shè)周期短，單臺設(shè)備投入??；二是黏損影響小，由于多數(shù)設(shè)備安排在注水井井場，消除了長距離管線對粘損的影響。另外現(xiàn)場實踐的過程中，對攪拌罐實施工頻向變頻的技術(shù)升級，摸索不同轉(zhuǎn)速下剪切后的黏度，消除了設(shè)備因素對成膠的影響，確保攪拌罐出口黏度達(dá)標(biāo)穩(wěn)定。

6 結(jié)語

(1)曙光稀油老區(qū)開展穩(wěn)產(chǎn)接替技術(shù)試驗意義重大，聚合物驅(qū)等化學(xué)驅(qū)先導(dǎo)試驗適合出砂油藏；(2)化學(xué)驅(qū)開展前的水井調(diào)剖工作必不可少，剖面的改善對消除水驅(qū)優(yōu)勢通道，防止注聚反生水竄意義重大，同時可以啟動新層或動用原有的未動用、差動用層，有效改善或提高縱向動用程度；(3)疏松砂巖油藏開展化學(xué)驅(qū)，保持井網(wǎng)的完整性尤為重，成熟的防砂技術(shù)是支撐注采井網(wǎng)保持較長時間內(nèi)完整性的前提；(4)水質(zhì)對黏度的影響具有一定的相關(guān)性，不同水質(zhì)條件下的成膠影響因素研究應(yīng)貫穿整個化學(xué)驅(qū)的全過程；(5)整體規(guī)劃、試驗先行，堅持合理的開發(fā)秩序是保證重大試驗穩(wěn)步推進(jìn)的關(guān)鍵，先導(dǎo)井組取得初步成功，積累了一定的礦場實踐經(jīng)驗，奠定了曙光稀油下步擴(kuò)大化學(xué)驅(qū)實施規(guī)模的信心，必將為遼河油田的稀油上產(chǎn)提供有力的技術(shù)支撐。