埕東西區二元復合驅開發研究

谷冠銀 張亮 聶聰 張鳳

摘 要：埕東西區Ng331層2010年開始實施二元復合驅開發，針對三高后期非均質性較強油藏利用聚合物+活性劑方式驅提高采收率，在河口采油廠是首例，該單元注二元后效果的好壞直接關系到采油廠下步能否在埕東東區、飛雁灘油田實施三采。目前對二元驅油藏注入過程中注入、采出特征研究較少，而注入、采出特征研究直接影響并決定著注二元效果，因此，文章對埕東西區二元復合驅注采特征進行分析研究。通過綜合研究，更科學、合理地指導油田開發，提高該單元整體開發水平和經濟效益。

關鍵詞：二元復合驅；埕東油田；采收率

1 埕東西區Ng331概況

埕東西區Ng331層是埕東油田的主要含油層系之一，含油面積4.96km2，地質儲量576×104t，油層發育好，儲層有效厚度大，儲層物性和含油性較好，油層分布穩定，為大面積透鏡體分布，無邊底水，原油相對密度高，油層埋深1110-1135m，埋深淺，膠結疏松[1]。

二元區所轄油井57口，開井47口，日液3298t/d，日油172t/d，綜合含水94.8%。水井開井32口（注聚井24口，注水井8口），日注2860m3，注采比0.6。

2 礦場注人方案

二元復合驅是一種利用表面活性劑和聚合物的協同作用來大幅度提高采收率的方法[2]。

在室內試驗、數值模擬及方案優化研究的基礎上，根據試驗目的層開采現狀和水淹特點，充分考慮實際油藏的平面非均質，為減緩復合驅油劑在油層中的“指進”和“竄流”，在復合驅主體段塞前后分別設計一個調剖和保護段塞：第一段塞：前置調剖段塞，設計0.1PV（106.44×104m3）；第二段塞：主體段塞，設計0.45PV（478.99×104m3）；第三段塞：后置保護段塞，設計0.05PV（53.22×104m3）。

3 開發狀況

3.1 注聚前開發狀況

區塊總體上表現為“強注強采，水淹嚴重，大孔道發育，剩余油分布零散”的特點。

3.1.1 平面水淹嚴重

根據西區Ng331單元二元復合驅注聚前含水分級統計，正常生產的39口井內，含水低于90%井8口，占總井數的21%，含水在90-95%井11口，含水在95-98%井10口，其余10口井含水在98%以上，平面水淹更嚴重。

3.1.2 剩余油符合正韻律油層分布特點

統計埕東西區Ng331單元近年的吸水剖面資料，油層頂部每米相對吸水量平均3.1%，中下部每米相對吸水量平均17.6%，證實了正韻律油層剩余油分布特點，即油層中下部水淹嚴重，剩余儲量小，頂部水驅動用程度低，剩余儲量大。原油動用主要在底部，上部動用程度低，剩余儲量大，油層中上部是下一步挖潛的主要層段。

3.2 目前開發狀況

表1 Ng331層二元復合驅2010-2014年開發數據表

與投注二元前相比，油井綜合含水由96.9%下降到94.8%，降低2.1%，日油水平由103t/d上升到172t/d，上升了69t/d。累增油47738噸，提高采收率0.83%。

目前二元區見效井24口，見效率42.1%，見效井的見效類型以含水波動下降型為主，共19口，占總見效井的86.4%，見效井主要分布在采出程度低、注采關系對應好的部位。

4 現狀分析

4.1 注入水對注聚質量的影響

二元復合驅采用清水配制母液，污水調配的注入方式，清水采用黃河水，污水采用埕東聯合站經處理后的地層采出水。由于2012年4月注聚井井口粘度出現較大程度下降，平均粘度由67MPa.s下降為36MPa.s，采油院與河口采油廠聯合對二元復合驅注聚站用水水質情況進行了現場對比化驗，將母液和污水按1：2配比，化驗結果為污水含硫為0時粘度為57MPa.s，污水含硫2.6mg/l時粘度為17.3MPa.s，證明含硫量對粘度影響很大。為此，在注水站安裝了污水脫硫處理裝置，連續加消硫保粘劑，實施連續殺菌，降低了污水含硫量，保證了注入質量。

4.2 大孔道相對發育，見聚井多

二元區累計見聚井數10口，見聚井具有見聚濃度高、見聚速度快的特點。平均見聚濃度1026mg/l，最高見聚濃度2200mg/l。多數見聚井未見效先見聚，除C27-83見效后竄聚外，其余竄聚井未見到效果就竄聚。見聚速度快的井C71和C23-C12見聚速度為1.9m/d、1.4m/d。

4.3 油井見效特征

采出程度低、壓力上升幅度大的西部區域見效情況好于其他區域，高采出程度區域見效進度慢。西部區域采出程度僅36.7%，壓力較注聚前上升4.2MPa，北部和南部區域采出程度49%，北部區域壓力上升1.2MPa，南部上升0.9MPa。

5 存在問題及下步措施

5.1 存在問題

5.1.1 埕東二元區效果不是很理想，見效區域集中在“點”上，未出現大面積見效，主要原因是采出程度高，累積注入倍數高，剩余油飽和度偏低。

5.1.2 局部大孔道發育，見聚井多。從注二元來以來，出現的見聚井中2口低濃度見聚井經過控液之后目前不見聚，2口井見聚濃度平均在150mg/l左右，3口轉注，還有3口高濃度竄聚井目前停產。

5.1.3 水質不穩定，影響注入效果。二元復合驅區于2012年起使用采油院的生物復合穩粘技術。在曝氧池中加入微生物除硫，并在曝氧裝置出口加入生物復合穩粘劑。由于藥劑加入不穩定，含硫波動大，引起注入井粘度變化。

5.2 下步措施

5.2.1 剩余油飽和度低，層內大孔道發育，需進一步堵水調剖。針對二元驅單元地層大孔道發育嚴重的特點，結合對大孔道的描述以及以往現場實施的經驗和效果，現場施工決定采用不同特性的“高強度聚合物凝膠體系和固結類膨脹調剖體系”組合堵劑、分段塞注入深部調剖工藝，進一步增強對地層的封堵能力，達到有效改善注聚剖面、提高注聚效果的目的。

目前注聚井的平均油壓是10.3MPa，視吸水指數9.7m3/MPa，油壓低于8MPa的有5口井，需要實施水井調剖。

5.2.2 二元區內部分井因套壞影響正常生產，下步對套壞井鉆更新井。部分區域井網不完善，有待鉆新井完善注采井網。

5.2.3 跟蹤監測污水水質，確保污水水質合格，降低注入水雜質、鐵離子含量、硫含量和礦化度，提高注聚井粘度。

5.2.4 針對井組液量分布不均衡、調配效果不明顯的情況，為提高低液井的液量，對井組內高液量井實施控液，改變注入井的流向，提高低液井能力。

5.2.5 為均衡平面采液強度，防止聚合物竄流，對高液量井采取電泵轉抽控制液量，低液量井采取防砂、檢泵等措施提高產液量。

參考文獻

[1]季敏，郭文學，劉斌.埕東西區二元復合區開發效果分析[J].內江科技，2013，1（15）：23-24.

[2]剛永恒，和慧，胡莉，李國軍.二元復合驅提高采收率技術的發展綜述[J].油氣田地面工程，2010，29（12）：61-62.