龍虎泡油田高含水期水驅綜合挖潛技術研究

曲瑛新，耿俊，聶武杰 （中石油大慶油田有限責任公司第九采油廠地質大隊，黑龍江 大慶 163853）

龍虎泡油田經過30多年的開發，進入高含水開發階段，油田年均含水由2000年的54.9%上升到82.0%，年均含水上升值在3.4%；自然遞減率保持在14%以上，采油速度僅為0.68%，穩產形勢嚴峻，而依靠常規單一的注水調整及措施改造難以改善油田開發效果［1］。為此，筆者對龍虎泡油田高含水期水驅綜合挖潛技術進行了研究，旨在為大慶外圍高含水油田改善開發效果提供技術借鑒。

1 油水井對應調整挖潛技術

自龍虎泡油田開發以來，通過不斷加大注水調整力度，有效地緩解了平面矛盾，但水驅優勢方向仍為儲層物性好的高水淹層，平面動用仍不均衡［2］。產生上述現象的原因是中低含水期的孔隙度逐步降低，而高含水期的孔隙度逐步恢復，加劇了平面矛盾。為了解決該問題，可以采取油水井對應調整挖潛技術。以單向水淹型剩余油為例，應用數值模擬方法分析不同挖潛方式 （包括單一注水調整、堵水、壓裂、調壓堵相結合）下的流場變化特征 （見圖1）。從圖1可以看出，在相同開發時間內，采用調壓堵相結合方式 （即注水井上高水淹方向控制注水，低水淹方向加強注水；采油井上封堵高水淹方向，低水淹方向壓裂引效）后，死油區減小的面積最大，從而能夠更好地挖潛單向水淹型剩余油。

按照上述思路，可以確定多向水淹型剩余油和未水淹型剩余油的油水井對應調整對策。針對多向水淹型剩余油，采取注水井周期注水以擴大注水波及體積、采油井換大泵以提高油層動用程度的油水井對應調整方式；針對未水淹型剩余油，采取注水井細分重組和調剖以加強注水、采油井壓裂引效的油水井對應調整方式。

圖1 不同挖潛方式下單向富集型剩余油流場模擬圖

2 注入產出調控技術

2.1 確定合理驅替速度

研究表明，長期水驅后可動用剩余油主要富集在中孔隙 （0.3～2.0μm）中［3］。以滲透率大于或等于100mD巖心為例，應用核磁共振技術研究不同驅替速度對微觀剩余油的影響 （見表1）。從表1可以看出，隨著驅替速度的增大，中孔隙剩余油飽和度逐步減小，而狀態4、狀態5和狀態6的中孔隙中剩余油飽和度的差別不大，據此確定滲透率≥100mD的巖心所在儲層的合理驅替速度為0.038PV／a。按照上述方法，可以確定不同滲透率儲層的合理驅替速度：滲透率＜10mD的儲層為0.028PV／a，10mD≤滲透率＜50mD的儲層為0.032PV／a，50mD≤滲透率＜100mD的儲層為0.034PV／a。

表1 滲透率≥100mD巖心驅油試驗結果表

2.2 確定合理采液速度

以滲透率為50mD≤滲透率＜100mD的巖心為例，通過室內巖心試驗測定其相滲曲線（見圖2），據此應用油藏工程方法得到無因次采液、采油指數與含水率關系曲線 （見圖3）。從圖3可以看出，該類儲層含水率85.4%時，其對應得無因次采液指數為0.21。根據上述數據，應用無因次采液指數公式［4］，計算得到滲透率級別為50mD≤滲透率＜100mD巖心所在儲層的合理采液速度為3.94%。

圖2 50mD≤滲透率＜100mD巖心相滲曲線圖

圖3 50mD≤滲透率＜100mD巖心無因次采液采油指數曲線圖

按照上述方法，能夠確定不同滲透率儲層的合理采液速度：滲透率＜10mD的儲層為3.66%，10mD≤滲透率＜50mD的儲層為3.94%，50mD≤滲透率＜100mD的儲層為4.62%，滲透率≥100mD的儲層為6.44%。

3 現場應用效果

龍13－15井區位于龍虎泡油田中部，綜合含水達到82.35%，開發效果較差。為此，應用水驅綜合挖潛技術在該井區開展先導試驗，取得了顯著成效。

3.1 含水上升速度和自然遞減率得到有效控制

通過調整，井區含水上升速度得到控制，含水上升值由4.86%下降到1.93%；產量遞減速度減緩，自然遞減率由21.37%下降到10.0%。

3.2 注采剖面得到調整，儲層動用程度提高

吸水厚度比例由70.9%提高到80.9%，同時砂巖厚度產出比例由77.5%提高到86.0%，這表明儲層動用程度得到了提高。

［1］韓德金，張鳳蓮，周錫生，等 .大慶外圍低滲透油藏注水開發調整技術研究 ［J］.石油學報.2007，28（1）：83－87.

［2］耿俊 .油水井對應調整方法在龍虎泡油田薩高合采井區的應用 ［J］.長江大學學報 （自科版），2013，10（16）：135－136.

［3］王學武，楊正明，李海波，等 .利用核磁共振研究特低滲透油藏微觀剩余油分布 ［J］.應用基礎與工程科學學報，2013，8（21）：702－709.

［4］張承麗，魏明國，宋國亮，等 .低滲透油田無因次采液指數歸一化處理及應用 ［J］.科學技術與工程，2011，4（11）：2582－2584.