孟 勇 （中國石油大學(xué) （華東）石油工程學(xué)院，山東 東營257061 中石化勝利油田分公司孤島采油廠，山東 東營257231）

宋汝強，宋榮美，景素霞，鄧 平 （中石化勝利油田分公司孤島采油廠，山東 東營257231）

孤島油田中二中Ng3－5注聚擴大區(qū)后續(xù)水驅(qū)提高采收率技術(shù)研究

孟 勇 （中國石油大學(xué) （華東）石油工程學(xué)院，山東 東營257061 中石化勝利油田分公司孤島采油廠，山東 東營257231）

宋汝強，宋榮美，景素霞，鄧 平 （中石化勝利油田分公司孤島采油廠，山東 東營257231）

孤島油田中二中擴大區(qū)作為Ⅱ類注聚油藏，其特有的開發(fā)井網(wǎng)方式、油藏類型和開發(fā)歷史無章可循。在轉(zhuǎn)入后續(xù)水驅(qū)的半年時間中，在認(rèn)真分析影響聚合物驅(qū)向水驅(qū)平穩(wěn)過渡因素的基礎(chǔ)上，摸索出了一套適合中二中擴大區(qū)實現(xiàn)平穩(wěn)過渡的注采調(diào)整技術(shù)，可以為孤島油田其他二類注聚油藏的后續(xù)水驅(qū)調(diào)整提供借鑒。

Ⅱ類油藏；開發(fā)；調(diào)整；產(chǎn)液結(jié)構(gòu) ；聚合物驅(qū)油

1 開發(fā)概況

孤島油田中二中Ng3－5單元為河流相正韻律沉積的疏松砂巖油藏，是一個典型的Ⅱ類沉積油藏，截止2010年2月，中二中Ng3－5注聚擴大區(qū)油井開井74口，日產(chǎn)液水平5966t，日產(chǎn)油水平402t，綜合含水93.3%，平均動液面254m；水井開井40口，日注水量4991m3，月注采比0.83。

2 影響擴大區(qū)平穩(wěn)過渡因素分析

轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)后，驅(qū)替介質(zhì)粘度大幅下降，水相滲透率顯著提高，油水間界面張力變小，易發(fā)生后續(xù)注水突破聚合物段塞現(xiàn)象，因此由聚合物驅(qū)向水驅(qū)平穩(wěn)過渡的風(fēng)險較大。對中二中Ng3－5注聚擴大區(qū)的井網(wǎng)方式、油藏類型、開發(fā)歷史進(jìn)行深入研究，確立了影響擴大區(qū)平穩(wěn)過渡的幾個因素。

2.1 開發(fā)井網(wǎng)方式復(fù)雜

中二中Ng3－4單元1972年5月投產(chǎn)，1975年8月采用四點法投入注水開發(fā)，1988年井網(wǎng)調(diào)整為七點法井網(wǎng)。水驅(qū)開發(fā)過程中，中二中Ng3－4單元經(jīng)過了2次井網(wǎng)演變，形成了目前的七點法強注強采井網(wǎng)，每口油井周圍有6口水井，并且因下層系油井不斷上返，在同一井組中有不同井距的幾口油井，井間干擾現(xiàn)象嚴(yán)重，加劇了井網(wǎng)的復(fù)雜性，也加劇了平穩(wěn)過渡的難度。

中二中Ng5單元于1982年6月投產(chǎn)，1985年采用反九點法注采井網(wǎng)至今，這種井網(wǎng)方式注水井少采油井多，油水井比例3∶1，是幾種井網(wǎng)中較弱化的水驅(qū)井網(wǎng)，所以聚合物驅(qū)要求單井注入強度大，這勢必造成剪切大，并且井距近，原油粘度高，極易造成注入突進(jìn)。

2.2 地層非均質(zhì)性嚴(yán)重

中二中Ng3－4單元屬于典型的曲流河沉積油藏，曲流河道極為發(fā)育，占60%，泛濫平原亞相占20%，其中先導(dǎo)區(qū)位于河道亞相。中二中Ng3－4單元滲透率2.26μm2，滲透率變異系數(shù)達(dá)0.7；中二中Ng5單元沉積相為過渡型河流沉積，以河道砂壩及河道充填兩個微相沉積為主，滲透率1.34μm2，滲透率變異系數(shù)達(dá)0.7。這2個單元較高的滲透率變異系數(shù)高表明油層大孔道較發(fā)育。

2.3 油層傷害嚴(yán)重

中二中Ng3－4單元于1991年實施強注強采，在開井?dāng)?shù)基本不變的情況下，單元日液水平由1991年的12927t上升到1991年11月的20586t，在10個月的時間中增長了59.25%，綜合含水由88.9%上升為92%。注水開發(fā)本身使得充填于儲層孔隙內(nèi)的粘土礦物的分布形態(tài)和含量起了變化，導(dǎo)致儲層的孔隙度和滲透率增加，尤其是高含水期使用七點法強注強采井網(wǎng)后，泥質(zhì)含量不斷減少，滲透率明顯增大。

3 擴大區(qū)平穩(wěn)過渡技術(shù)研究與實施

受上述種種不利因素影響，中二中Ng3－5注聚擴大區(qū)的后續(xù)水驅(qū)注采調(diào)整不能照搬照抄孤島油田其他注聚單元的做法。筆者充分考慮了聚合物驅(qū)后剩余油分布規(guī)律、滯留聚合物對油層物性的影響以及后續(xù)水驅(qū)初期油水滲流關(guān)系的變化，在認(rèn)真分析上述種種不利因素的基礎(chǔ)上，制定了一套保障擴大區(qū)平穩(wěn)過渡的注采調(diào)整技術(shù)。

3.1 小層精細(xì)調(diào)整，提高非主力層動用程度

從中二中試驗區(qū)新井水淹層測井解釋油井剩余油飽和度來看，非主力層Ng3－4的剩余油飽和度為48.4%，Ng42層的剩余油飽和度仍然為40.6%，因此非主力層在聚合物驅(qū)后仍然有較大的挖掘潛力。為提高非主力層動用程度，確立了以下措施。

1）及時調(diào)剖，改善注入剖面 注聚后期，固有的層間非均質(zhì)性加上聚合物在油層中不均衡的滯留率決定了各小層注入能力差異較大［1，2］。以Ng3層為例，統(tǒng)計注聚后期的監(jiān)測資料顯示Ng32、33、34、35層吸聚百分比分別為0.5%、3%、10%、86.5%，這大大阻礙了非主力層的動用程度。轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)后，及時對部分水井實施調(diào)剖，改善注入剖面，提高小層驅(qū)油效率。目前，共實施調(diào)剖井18口，平均油壓由7.0MPa上升為9.0MPa，啟動壓力由5.1MPa上升為6.9MPa。

2）封堵大孔道，降低高滲層吸水指數(shù) 在主河道砂體底部，由于粒度粗，當(dāng)膠結(jié)作用不強時，可形成異常高滲段。在水驅(qū)過程中，則可能形成注入水竄流的通道，即 “大孔道”，在大孔道中，流體在近乎管狀的狀態(tài)下流動，滲流阻力小，主力層與非主力層的注入能力差異極大。因此，共優(yōu)選了2口油井實施調(diào)剖，平均見聚濃度由調(diào)剖前的968mg/L下降為調(diào)剖后的168mg/L，表明大孔道得到了有效的封堵。

3）改善產(chǎn)液結(jié)構(gòu)，釋放低滲層壓力 非主力層的動用程度較差的一個重要原因是采液井點較少，井網(wǎng)不完善，儲量的井控程度較差，砂體內(nèi)壓力得不到及時釋放。因此要完善低滲層井網(wǎng)，提高其儲量控制程度，并提高低滲層的采液強度，及時釋放層內(nèi)壓力，從而加大低滲層的水洗程度。轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)后，通過補孔改層共完善低滲層井網(wǎng)2井次，低滲層油井提液5井次，通過改善高低滲層的產(chǎn)液結(jié)構(gòu)，有效的釋放了低滲層壓力。

3.2 降低注入強度，抑制后續(xù)水突破聚合物段塞

中二中Ng3－4單元采用七點法井網(wǎng)，中心井油層厚度大，井控面積大，可采儲量豐度大，是聚合物驅(qū)時期的增油支柱。2003年11月中二中Ng3－4擴大區(qū)進(jìn)入全面見效階段后，中心井產(chǎn)量占單元產(chǎn)量百分比不斷升高，由2003年11月的37.4%上升為2004年12月的48.0%。因此轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)后，如何抑制后續(xù)水突破聚合物段塞，最大限度減緩中心井含水回返速度是亟待解決的問題。

3.3 協(xié)調(diào)邊角壓力場，減少聚合物外溢

中二中Ng3－4擴大區(qū)與中二中Ng3－4先導(dǎo)區(qū)交接區(qū)域共有10口油井，6口水井。在中二中Ng3－4擴大區(qū)注聚時期，對位于交接帶的先導(dǎo)區(qū)水井實施降注，形成擴大區(qū)與先導(dǎo)區(qū)之間的壓差，保障了邊角井的二次見效。2004年12月交接帶擴大區(qū)水井平均油壓為9.3MPa，先導(dǎo)區(qū)水井平均油壓8.0MPa，這必然導(dǎo)致聚合物從擴大區(qū)向先導(dǎo)區(qū)外溢，為最大限度利用交接帶的殘留聚合物段塞，最大限度延緩邊角井含水上升速度，必須協(xié)調(diào)邊壓力場，減少聚合物外溢。

4 效果評價

與一類注聚油藏對比，轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)見聚濃度大于500mg/L井占開井?dāng)?shù)的百分比始終低于中二南，地層殘留聚合物保存較好；從中二中Ng3－5注聚擴大區(qū)霍爾曲線上可以看出，轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)后，曲線斜率基本不發(fā)生偏移，表明聚合物段塞強度依然較大。

轉(zhuǎn)入后續(xù)水驅(qū)5年來，中二中Ng3－5注聚擴大區(qū)轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)5個月含水由85.4%上升為87.4%，上升2個百分點，單元產(chǎn)量由676t/d下降為638t/d，下降了5.62%。與其他單元對比，中二南轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)后5個月含水上升3.7個百分點，單元產(chǎn)量遞減29.1%。目前單元已經(jīng)轉(zhuǎn)入后續(xù)水驅(qū)開發(fā)5年多，通過實施補孔、防砂、扶停等措施，單元開發(fā)水平保持在較高水平，水驅(qū)采收率達(dá)到了52.81%。

與數(shù)模預(yù)測相比，孤二區(qū)中二中Ng3－5注聚擴大區(qū)含水變化趨勢好于數(shù)模預(yù)測，含水上升率小于數(shù)模預(yù)測。目前中二中Ng3－5注聚擴大區(qū)已累計增油36.66×104t，噸聚增油21.99t。

［1］葛家理.油氣層滲流學(xué) ［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1985.

［2］劉玉章.聚合物驅(qū)提高采收率技術(shù) ［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2006.

Enhanced Oil Recovery by Subsequent Water Flooding in Ng3－5Expanding Area of Zhong'er Region of Gudao Oilfield

MENG Yong，SONG Ru－Qiang，SONG Rong－mei，JING Su－xia，DENG Ping（First Author's Address：College of Petroleum Engineering，China University of Petroleum，Dongying257061，Shandong，China；Gudao Oil Production Plant，Shengli Oilfield Company，SINOPEC，Dongying257231，Shandong，China）

Ng3－5expanding area of Zhong'er Region of Gudao Oilfield was uncompacted sandstone reservoir with fluvial facies positive rhythm，which was a typical Ⅱ sedimentary reservoir.Appropriate methods and rules were proposed by analyzing the development situation ofⅡSedimentary reservoir，geologic characteristics and characteristics of reservoirs.It provides the incremental oil effect of enhancing the development level by turning into subsequent water flooding by regulating the injection situation of polymers.

Ⅱtype of sedimentary reservoir；development；adjustment；fluid production composition；polymer

TE357.46

A

1000－9752（2011）06－0336－02

2011－05－22

孟勇 （1974－），男，1997年大學(xué)畢業(yè)，工程師，碩士生，現(xiàn)主要從事油田開發(fā)研究工作。

［編輯］ 蘇開科