孤島高段塞化學(xué)驅(qū)轉(zhuǎn)流場(chǎng)保效調(diào)整技術(shù)

趙善麗 王宏 駱毅 鞠秀梅

中二北Ng3-4單元位于孤島油田披覆背斜構(gòu)造北翼，為一人為劃分的開發(fā)單元，是勝利油田第一個(gè)實(shí)施注聚開發(fā)的稠油油藏，屬于二類較差注聚區(qū)。

中二北Ng3-4實(shí)施注聚的有四方面不利條件，一是開發(fā)Ng3、Ng4兩套層系9個(gè)小層，多層合采，層間差異大，非均質(zhì)性更強(qiáng)。二是面積井網(wǎng)，采注井?dāng)?shù)比高，設(shè)計(jì)注入井55口，受效油井126口，館3采用反七點(diǎn)法、館4采用五點(diǎn)法面積井網(wǎng)注入。三是以曲流河的河道充填亞相和點(diǎn)砂壩沉積微相最為發(fā)育，平面、縱向滲透率變化大，Ng3、Ng4主力層滲透率變異系數(shù)分別高達(dá)0.85、1.2，突進(jìn)系數(shù)在1.55以上，滲透率級(jí)差大于20，說(shuō)明地層非均質(zhì)性嚴(yán)重，高滲條帶比較發(fā)育。四是原油物性具有“三高一低”的特征，即高密度、高粘度、高飽和壓力、低凝固點(diǎn)，地面原油密度0.969～0.9923 g/cm3，地下原油粘度72-115mpa.s，地面原油粘度2500-5500mpa.s。

針對(duì)中二北Ng3-4非均質(zhì)性、原油粘度、開發(fā)井網(wǎng)、發(fā)育高滲條帶等特點(diǎn)，注聚初期預(yù)計(jì)累增油66.6萬(wàn)噸，提高采收率4.19%。后期通過(guò)不斷的深化油藏地質(zhì)特征、精細(xì)油藏描述、總結(jié)開發(fā)中的主要矛盾和動(dòng)態(tài)變化規(guī)律，掌握聚合物驅(qū)的動(dòng)態(tài)變化特征，采取有效解決方法與針對(duì)性措施，提高注聚開發(fā)效果，自2005年12月投入注聚以來(lái)，經(jīng)歷多次大型調(diào)整優(yōu)化，注聚段塞由最初設(shè)計(jì)的585PV*mg/l延長(zhǎng)到1900PV*mg/l，提高采收率增加到10.2%，提高了6.01%，處于高段塞注聚階段，含水一直在谷底運(yùn)行，仍然處于見效期，持續(xù)高效開發(fā)。

1延長(zhǎng)段塞優(yōu)化技術(shù)

1.1完善了延長(zhǎng)段塞調(diào)整的“五個(gè)不停、五不停”原則?！拔鍌€(gè)不停”原則，即指注入段塞尺寸PV少、見聚濃度低的主流向不停；儲(chǔ)層好、剩余飽和度高的主流向不停；處于見效初期、高峰期的主流向不停；注采對(duì)應(yīng)好有見效希望的主流向不停；多層有層間接替的主流向不停?！拔鍌€(gè)停”原則，就是儲(chǔ)層差、飽和度低的非主流向停；注入段塞尺寸PV大、見聚濃度高的主流向停；處于回返期、失效期措施效果差的井區(qū)停；注采對(duì)應(yīng)差現(xiàn)工藝技術(shù)無(wú)法治理的非主流向停；單層無(wú)潛力的井區(qū)停。

1.2創(chuàng)新了效益優(yōu)先原則。開展多項(xiàng)技術(shù)政策界限研究，按照不同驅(qū)油劑價(jià)格下延長(zhǎng)段塞技術(shù)政策界限，制定經(jīng)濟(jì)界限圖版，選擇評(píng)價(jià)油價(jià)下井組噸聚增油經(jīng)濟(jì)界限值，制定延長(zhǎng)界限，對(duì)噸聚增油低于界限值的低效井組，實(shí)施轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)；噸聚增油接近于界限值的低效井組，通過(guò)降低注采強(qiáng)度、優(yōu)化注入等治理，改善效果；局部見聚濃度較高的生產(chǎn)井，通過(guò)關(guān)井、控液、轉(zhuǎn)流場(chǎng)改善開發(fā)效果；篩選出的轉(zhuǎn)水驅(qū)及保留注聚井組盡量成片，以不干擾正常注聚開發(fā)為準(zhǔn)。

數(shù)次調(diào)整以來(lái)，多以整體優(yōu)化延長(zhǎng)為主，其中選井組轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)實(shí)施了兩批，第一批優(yōu)化了15口井，相隔五年之后，第二批繼續(xù)實(shí)施8口井，保留延長(zhǎng)注聚32口井，同時(shí)對(duì)效益邊緣的7個(gè)井組，實(shí)施降配、降濃度，年節(jié)約干粉724噸，提高了注入質(zhì)量，明顯提高了噸聚增油，與不延長(zhǎng)相比，延長(zhǎng)注聚一年方案聚合物用量增加干粉3202噸，增加增油量4.9萬(wàn)噸，提高采收率到9.91%，內(nèi)部收益率36.8%，基準(zhǔn)平衡油價(jià)$36.6/bbl，評(píng)價(jià)效益好。

2流場(chǎng)識(shí)別及調(diào)整技術(shù)

2.1聚驅(qū)地下“流向”識(shí)別。為確保中二北化學(xué)驅(qū)項(xiàng)目見效效果，增加見效井和見效幅度，分析研究聚驅(qū)地下“流向”，實(shí)施優(yōu)化流場(chǎng)重置，均衡注采，挖掘驅(qū)油“盲區(qū)”和非主流向的剩余油潛力，實(shí)現(xiàn)高段塞長(zhǎng)效開發(fā)。

依據(jù)滲透率、孔隙度、采液強(qiáng)度、儲(chǔ)層吸水狀況、注采對(duì)應(yīng)狀況等流向成因，結(jié)合油水井開發(fā)動(dòng)態(tài)變化特點(diǎn)，精細(xì)完善劃分依據(jù)，建立了分井組注入產(chǎn)出計(jì)算模型，進(jìn)行地下流向的分類，劃分了聚驅(qū)異常主流向、聚驅(qū)正常主流向和聚驅(qū)非主流向，繪制出了聚驅(qū)各小層聚合物地下流向圖。

2.2聚驅(qū)地下流場(chǎng)治理流程。按照繪制出的中二北注聚驅(qū)各小層聚合物地下流向示意圖，根據(jù)地下流場(chǎng)的分部規(guī)律，分析異常的原因，從而制定相應(yīng)的治理對(duì)策。

2.3轉(zhuǎn)流場(chǎng)調(diào)整應(yīng)用技術(shù)。中二北Ng3-4單元經(jīng)歷了13年注聚開發(fā)，注入管線老化腐蝕、結(jié)垢，加大了注入的剪切力，多年的油田產(chǎn)出水循環(huán)利用，水質(zhì)也逐漸變差，從而降低了注入質(zhì)量，因此，在分析地下流場(chǎng)規(guī)律的基礎(chǔ)上首先對(duì)管線狀況改善，同時(shí)配伍聚合物抑制降解劑，利用成熟微生物技術(shù)，實(shí)施增粘保粘配套工藝，水質(zhì)得到改善，聚合物粘度明顯上升，阻力系數(shù)得到了提高，從而提高了注入質(zhì)量。

對(duì)注聚異常主流向，通過(guò)分析變化原因，對(duì)注入井加抑制降解劑提高注入粘度，對(duì)于產(chǎn)出井則采取控制采液強(qiáng)度，或補(bǔ)孔改采潛力層。

對(duì)注聚正常的主流向，通過(guò)分析風(fēng)險(xiǎn)變化的原因，依據(jù)地下流向?qū)ψ⑷刖町悆?yōu)化聚合物注入濃度。對(duì)油壓低的異常主流向注聚井，適當(dāng)提高注入濃度，對(duì)油壓高的非主流向注聚井適當(dāng)降低注入濃度，提高段塞質(zhì)量，調(diào)整地下流場(chǎng)。

對(duì)于注聚的非主流向，分析能否轉(zhuǎn)流向生產(chǎn)、調(diào)整產(chǎn)液結(jié)構(gòu)，促使液流轉(zhuǎn)向?！翱馗呤璧汀?，對(duì)異常主流向油井下調(diào)參數(shù)控液，對(duì)于堵塞、出砂的聚驅(qū)非主流向低液井主要采取大劑量地填、下繞絲高充等高強(qiáng)度防砂措施，正常主流向井主要采取維護(hù)措施保證正常生產(chǎn)。同時(shí)依據(jù)在多孔介質(zhì)條件下，普通稠油與低滲透油藏相似，表現(xiàn)為擬塑性滲流特征，其滲流速度在低溫下呈凹型曲線，隨溫度的升高接近線性的這一特點(diǎn)，對(duì)先期非主流向稠油井吞吐引效，擴(kuò)大流向調(diào)整效果。

3實(shí)施效果

近兩年來(lái)共實(shí)施流場(chǎng)轉(zhuǎn)置118井次，累積增油2.19萬(wàn)噸。取得了明顯增油效果，平均油井見聚濃度下降了300mg/L，目前控制在280mg/L附近，油井的見效率也由82%提高到目前的94.6%。

4認(rèn)識(shí)結(jié)論

對(duì)方案跟蹤調(diào)整、調(diào)剖、補(bǔ)孔等措施相結(jié)合，有利于擴(kuò)大注聚波及體積，提高油井增油效果，控制區(qū)塊油井見聚，提高了注聚質(zhì)量。優(yōu)化注采結(jié)構(gòu)，及時(shí)的流場(chǎng)轉(zhuǎn)置，有利于降本增效，進(jìn)一步提高單元采收率。