東區北二元驅高效開發做法淺析

張亞男

摘 要 隨著聚合物驅規模的不斷擴大，二元復合驅已成為提高采收率的“殺手锏”，如何有效提高二、三類油藏二元驅見效率及見效幅度，以實現產量接替，已成為當前高效開發的關鍵。本文通過對東區北二元驅精細地質研究，深化認識，根據注聚以來的主要開發特點，找準潛力點，嚴抓關鍵環節，精細注聚管理，持續提升單元開發效果，為相似二類油藏的二元驅注采管理及開發提供參考。

關鍵詞 二元復合驅 關鍵環節 精細管理 高效開發

中圖分類號：TE357.4文獻標識碼：A

東區Ng3-4單元2008年7月東區北投入注聚，2010年1月轉第二段塞，同時開始注二元，為孤島油田第一個直接進行二元復合驅的單元，如今已取得增油倍數4.15的驕人成績。

1注聚方案進展情況

東區北二元復合驅位于孤島披覆背斜構造東翼，含油面積4.1km2，地質儲量1467？04t。

與一類注聚單元對比，東區注聚單元油藏條件差，主要表現為：儲層發育差，非均質性強，油稠，邊水比較活躍，Ng4各層普遍存在邊水等特點，主力油層平均效厚5.7米，滲透率變異系數在0.7左右，地下原油粘度在50～150mPa.s之間。單元油藏埋深1200-1320m，其中原油具有“三高一低”的特征，即高比重，高粘度，高飽和壓力，低凝固點。

東區北Ng3-4單元于2008年7月5日正式投入注聚。二元驅面積4.1km2，儲量1467？04t，孔隙體積為2635？04m3，方案設計注入井55口，受效油井84口。

截止到目前累計注入0.583PV，完成段塞尺寸設計的89.7%，已累計注入1200PV*ppm，完成方案設計的98.7%。過井網優化、注入濃度和注采強度差異化調整，保持東區北Ng3-4二元復合驅復雜井網、高粘油藏二元驅保持穩效開發。取得降水增油好效果，目前已提高采收率6.82%，累積增油100.1萬噸。

2東區北二元驅配套措施及效果

開展二元驅綜合治理工作，確保二元驅整體提效、穩效;優化注入參數，確保段塞質量;合理優化液量，促效、穩效;不斷實施極端井治理工作：針對低油壓易竄聚井實施調剖、調配相結合，針對高壓欠注井進行解堵、防砂等配套措施，針對高見聚井實施轉變流向、補孔改層等層間接替工作，針對低液未見效井進行綜合治理、提液引效。

2.1井網優化，平縱結合，打造立體注采井網

初期水井合注，油井分采井網，提高注采對應率;二元主體段塞階段優化局部井網、利用側鉆水平井完善Ng44井網促見效;抓住見效的有利時機，利用水平井完善井網，挖掘剩余油潛力;主體段塞末期層間接替，穩效長效。

2.2抓水質治理，保注入粘度達標

由于懸浮物和含油對聚合物粘度穩定性的影響。在注聚前期，配套工藝提升水質，污水改造前后水質指標得到了改進，保障了化學驅注入粘度。

2.3分井組差異化優化注采強度，加密井區均衡受效

通過井距與壓力梯度關系圖可以看出：井網越密，壓力梯度覆蓋范圍越大，見效早，聚合物容易突破，使油井見聚早。東區北二元復合驅加密井排見效早，見聚率高，見聚濃度也高;針對井距的不同，采取不同的采液強度;加密排井距小、易竄聚，適度控液、促長效，基礎排油井提液適當放大生產壓差，引效擴效;通過一系列措施治理后，見聚維持在較低的水平;見聚濃度由2012年的642mg/L逐年呈下降趨勢，目前見聚濃度273mg/L。

2.4抓注入參數，保段塞均勻推進

由于注入井的油藏條件以及干壓的影響，為保證聚合物的正常注入，需要適當調整注入井的配注量和聚合物注入濃度。根據井組孔隙體積進行井組配注，保證井組的注入量合理范圍;根據油壓、見聚等動態情況合理調整單井注入濃度，在注入過程中，跟蹤分析到單井，實行單井注入濃度、配注量在適當范圍內調整，以保證更好的注入。

2.5抓均衡驅替，保油井提質提效

對高見聚油井，實施補孔改層，轉換流場，挖掘層間剩余油。有效遏制竄聚現象，防止聚合物竄流，也保證聚合物段塞平穩有效推進。

對見效正常的井，要保持液量穩定。通過分析靜態上的儲層發育、連通情況、油層微構造、滲透率分布等以及動態注采對應情況、采液強度、累計水油比、地層能量等分析，對累計水油比低，水洗油少，剩余油比較富集，平均采液強度低僅5.3t/d/m，油水井間水流通道形成不好，注聚段塞推進較慢，油墻形成較慢，通過采取檢泵、防砂、酸化解堵、補充地層能量等措施手段，達到油井間采液強度平衡，見效井區增油效果顯著。

對低液量井，要加強放大生產壓差治理，引效促效。針對單元低液不見效井，在儲層精細研究的基礎上，強化完善單元注采系統，進行原因分析歸類，制定相應對策，有效治理低液井。通過分析認為出砂是造成東區Ng3-4單元低液井主要原因，根據不同原因采取不同的措施進行治理。對地層條件差的低液量油井采用混排、高壓地填;對聚合物堵塞造成液量下降的油井，采用聲波助排解堵;對井況惡化的實施大修恢復;對金屬防砂管堵塞造成的低液井，采用高壓旋轉水射流解堵;對油層打開程度不夠完善的低液井，采取補孔、復射孔，對泵效差的檢泵提液。通過工藝措施實施低液井治理16井次，措施后單井日液能力增加5.4t，單井日油能力增加7.9t，效果明顯，累增油1.532？04t。

3效果評價

3.1整體降水增油效果明顯

目前累增油98.6萬噸，采收率已提高6.72%，單元含水處于谷底，與數模預測保持一致。油井見效效果好，見效率高。目前單井無因次油量2.64，見效比較明顯。目前總見效井有93口，油井見效率98.5%，累積增油98.6萬噸，平均單井增油1.1088萬噸，已提高采收率6.72%。

3.2聚合物利用率高

通過油水井一系列工作后，油井見聚維持在較低的水平，整體見聚井10口，平均見聚濃度143mg/L，見聚率11.5%。

4認識與結論

要及時完善注聚前后井網，適時注采調整，改善平面、層間矛盾，是確保注聚增油的基礎;進行油藏再認識，動態再分析，動靜結合，是確保注聚增油的保障;精細注采調整，是確保注聚長效發展的關鍵。精細注采調整的過程化管理，宏觀調整與微觀調整相結合，主動調整和適時調整相結合，做好產液結構和注水結構的合理化調整，從而合理的利用地層能量和保持良好的油水關系。

參考文獻

[1] 陸先亮，束青林，曾祥平等.孤島油田精細地質研究[M].北京：石油工業出版社，2003.