二元復(fù)合驅(qū)后油藏流場(chǎng)調(diào)整提高采收率技術(shù)
——以孤東油田六區(qū)Ng54～Ng68單元為例

李林祥，譚河清，馬建波，崔文福 (中石化勝利油田分公司孤東采油廠，山東 東營(yíng) 257237)

近年來(lái)，為進(jìn)一步提高老油田已開(kāi)發(fā)儲(chǔ)量的采收率[1]，勝利油田在先導(dǎo)試驗(yàn)的基礎(chǔ)上，對(duì)河流相儲(chǔ)層先后推廣了聚合物驅(qū)、二元復(fù)合驅(qū)等提高采收率技術(shù)，取得了顯著成效[2]。但是隨著三次采油結(jié)束轉(zhuǎn)入后續(xù)水驅(qū)，各開(kāi)發(fā)單元到了近極限含水開(kāi)發(fā)階段，高耗水層帶發(fā)育，開(kāi)發(fā)效益變差。因此，迫切需要研究開(kāi)發(fā)調(diào)整新技術(shù)、新方法挖掘剩余油潛力[3～5]，延長(zhǎng)老油田經(jīng)濟(jì)壽命期。為此，筆者選取了二元復(fù)合驅(qū)后的孤東油田六區(qū)Ng54～Ng68單元，通過(guò)精細(xì)油藏描述、剩余油分布規(guī)律研究、礦場(chǎng)流場(chǎng)調(diào)整試驗(yàn)探索多油層油藏二元復(fù)合驅(qū)后進(jìn)一步提高采收率的技術(shù)。該研究對(duì)勝利油田的持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)具有深遠(yuǎn)的戰(zhàn)略意義[6]，對(duì)其他同類型油田的開(kāi)發(fā)也具有指導(dǎo)和借鑒作用。

1 油藏地質(zhì)狀況及開(kāi)發(fā)現(xiàn)狀

孤東油田六區(qū)(以下簡(jiǎn)稱六區(qū))Ng54～Ng68單元位于油田的東北部，是一個(gè)由斷層控制的自然開(kāi)發(fā)單元，為河流相正韻律沉積，平均孔隙度為33.9%，空氣滲透率為1076mD。發(fā)育2個(gè)砂層組10個(gè)小層，其中Ng54、Ng55、Ng61、Ng62為主力層。地面原油密度為0.9628g/cm3，地面原油黏度為1400mPa·s。該單元1986年9月投產(chǎn)，1991年5月實(shí)施井網(wǎng)調(diào)整，由212m×212m反九點(diǎn)面積注采井網(wǎng)轉(zhuǎn)化為106m×212m正對(duì)行列井網(wǎng)，先后經(jīng)歷了產(chǎn)能建設(shè)、水驅(qū)、聚合物驅(qū)、二元復(fù)合驅(qū)[7]等開(kāi)發(fā)階段，2010年9月轉(zhuǎn)入后續(xù)水驅(qū)開(kāi)發(fā)后，截至2018年底已進(jìn)入特高含水后期，綜合含水率96.1%，采出程度41.5%。開(kāi)發(fā)中主要問(wèn)題是層間矛盾突出，各小層采出程度差異較大；二元復(fù)合驅(qū)后剩余油分布復(fù)雜[8]，剩余油富集區(qū)域挖潛難度較大；單元采收率仍然較低，利用勝利油田經(jīng)驗(yàn)公式及陳元千公式預(yù)測(cè)單元采收率為43.3%[9]。為此，筆者選取六區(qū)Ng54～Ng68單元的中西部?jī)?chǔ)層發(fā)育多、隔夾層穩(wěn)定、層間矛盾突出的典型井區(qū)(含油面積0.88km2，地質(zhì)儲(chǔ)量301×104t)進(jìn)行先期研究及試驗(yàn)，為下步全區(qū)推廣提供依據(jù)。

2 油藏地質(zhì)精細(xì)研究

2.1 儲(chǔ)層非均質(zhì)性研究

研究?jī)?chǔ)層物性在平面、層間及層內(nèi)的變化，為剩余油分析、流場(chǎng)調(diào)整提供基礎(chǔ)。

1) 平面非均質(zhì)性 研究區(qū)砂體連續(xù)性較差，呈長(zhǎng)條狀、土豆?fàn)罘植?，橫向上變化快，密井網(wǎng)條件下部分砂體邊緣及廢棄河道仍控制不到。沿主流線方向上，砂體厚度和有效厚度大、孔滲性好，均質(zhì)程度高；沿垂直河道方向上，儲(chǔ)層物性受沉積相控制，從河道中心向兩側(cè)迅速變差。滲透率平面差異較大，分布范圍在幾百到幾千毫達(dá)西，平面非均質(zhì)性較強(qiáng)，變異系數(shù)0.61～0.91，級(jí)差32～114。

圖1 研究區(qū)各小層滲透率條形圖

圖2 G06-28-495井滲透率柱狀圖

2)層間非均質(zhì)性 縱向上厚度較大的主力層滲透率較高，薄層滲透率低，層間差異較大。各小層平均滲透率分布于501～1520mD(見(jiàn)圖1)，滲透率級(jí)差為3.03，變異系數(shù)0.35，突進(jìn)系數(shù)1.7。單井層間非均質(zhì)性強(qiáng)，從G06-28-495井滲透率柱狀圖(見(jiàn)圖2)可以看出，主力油層最大滲透率為1659.1mD，最小滲透率為91.3mD(Ng66為非主力油層，不在與計(jì)算)，單井縱向滲透率級(jí)差為18.2。據(jù)研究區(qū)80口井統(tǒng)計(jì)，單井縱向?qū)娱g非均質(zhì)性級(jí)差大(3.6～30.5，平均12.7)，層間非均質(zhì)性強(qiáng)。

3) 層內(nèi)非均質(zhì)性 從研究區(qū)80口井測(cè)井解釋資料統(tǒng)計(jì)來(lái)看，主力層層內(nèi)滲透率級(jí)差較大(31.8～41.1)，變異系數(shù)0.54～0.90，主力層層內(nèi)非均質(zhì)性較強(qiáng)。

2.2 層間隔層研究

主力層Ng54、Ng55、Ng61、Ng62分布研究表明，Ng54～Ng55隔層厚度分布范圍為0.6～13.0m，平均6.8m，隔層厚度大于2m的面積占研究區(qū)面積的90%，連通區(qū)面積占4%；Ng55～Ng61全區(qū)發(fā)育，隔層厚度大于4m，分布范圍為4.1～16.1m，平均8.1m；Ng61～Ng62隔層厚度分布范圍為0.7～10.0m，平均3.1m，厚度大于2m的隔層在中部及北部區(qū)域發(fā)育，占研究區(qū)面積的79%，連通區(qū)面積占5%。隔層發(fā)育比較穩(wěn)定。

3 剩余油分布特征

利用數(shù)值模擬[10，11]和油藏工程等方法對(duì)水淹狀況和剩余油分布特征進(jìn)行研究。

3.1 平面水淹狀況及剩余油分布特征

從2018年底含水率分級(jí)來(lái)看，含水率大于95%以上的井占生產(chǎn)井?dāng)?shù)的74.2%，含水率小于90%的井只占12.9%，平面上水淹嚴(yán)重。

近幾年新鉆井測(cè)井解釋資料表明，平面上剩余油普遍存在，其中油井排、砂體邊部含油飽和度比較高，分別達(dá)到44.6%、40.3%；水井排、排間含油飽和度相對(duì)較低，水井排含油飽和度只有34.6%～38.7%；油井排和水井排平均含油飽和度相差10%左右，井排與排間含油飽和度相差4%～6%。

數(shù)值模擬資料表明，研究區(qū)目前平均含油飽和度39%，在注采井網(wǎng)的分流線以及油井間附近剩余油飽和度仍然較高；油井排含油飽和度較高，為22%～59%(平均42%)；水井排含油飽和度為16%～42%(平均30%)；排間含油飽和度為16%～67%(平均36%)；油水井排平均含油飽和度相差12個(gè)百分點(diǎn)，油井間與排間含油飽和度相差6個(gè)百分點(diǎn)。

另外，在砂體邊部、井網(wǎng)不完善區(qū)域以及井排間分流線區(qū)域，剩余油飽和度比較高，可以達(dá)到50%以上。剩余地質(zhì)儲(chǔ)量分布圖也顯示出同樣的規(guī)律。

3.2 層間水淹狀況及剩余油分布特征

各小層的水淹程度存在差別，單采井的生產(chǎn)情況表明，主力層Ng54、Ng55、Ng62單采井的含水率高于非主力層單采井的含水率。從分層采出狀況(見(jiàn)表1)看，3個(gè)主力層Ng54、Ng55、Ng62采出程度相對(duì)較高(分別為41.7%、49.0%、55.2%)，驅(qū)油效率高(大于44%)，平均剩余油飽和度為35.2%；非主力層采出程度相對(duì)較低，基本在40%以內(nèi)，驅(qū)油效率低(20%～35%)，平均剩余油飽和度為44.2%。從剩余儲(chǔ)量分析，研究區(qū)剩余儲(chǔ)量為171.1×104t，主力小層雖采出程度高，但剩余儲(chǔ)量絕大部分還是集中在主力小層，仍是下部挖潛的重點(diǎn)。

表1 孤東油田六區(qū)Ng54～Ng68各小層采出狀況表

注：Ng68為非主力層，地質(zhì)儲(chǔ)量很小，未動(dòng)用，故表中未顯示。

數(shù)值模擬研究表明，研究區(qū)主力層由于驅(qū)替程度高，動(dòng)用程度高，剩余油飽和度相對(duì)較低。其主力層Ng54、Ng55、Ng62平均含油飽和度分別為39.1%、35.2%、30.9%，非主力小層Ng61、Ng64、Ng65平均含油飽和度分別為45.0%、46.1%、52.3%，表明主力層動(dòng)用較好，含油飽和度較低；非主力層動(dòng)用較差，含油飽和度較高。

3.3 層內(nèi)水淹狀況及剩余油分布特征

研究區(qū)以復(fù)合正韻律為主，目前層內(nèi)剩余油呈現(xiàn)上部富集、下部水淹嚴(yán)重的特征。近幾年新鉆井測(cè)井解釋結(jié)果顯示，油層中上部水淹程度遠(yuǎn)低于油層下部。例如G06-26-501井，Ng62在油層頂部剩余油富集，剩余油飽和度高達(dá)50%左右，油層下部剩余油飽和度僅為20%左右，上部明顯高于下部，說(shuō)明目前開(kāi)發(fā)階段厚層層內(nèi)剩余油富集區(qū)仍主要位于油層的中上部。

總體來(lái)看，單元自1991年5月井網(wǎng)調(diào)整后井網(wǎng)方式一直不變，地下流場(chǎng)相對(duì)固定，再加上地層非均質(zhì)性嚴(yán)重，層間差異大，平面剩余油富集區(qū)主要位于砂體邊部、小砂體等注采不完善井區(qū)以及排間分流線和油井間附近；非主力小層剩余油飽和度高，但剩余地質(zhì)儲(chǔ)量仍主要集中于主力小層；層內(nèi)剩余油富集區(qū)主要位于厚油層頂部。普遍分布、局部富集是目前階段剩余油的主要分布特點(diǎn)。

4 開(kāi)發(fā)調(diào)整技術(shù)研究

4.1 層系細(xì)分可行性及細(xì)分方式

按照層系細(xì)分重組四級(jí)優(yōu)化方法(見(jiàn)圖3)，對(duì)研究區(qū)進(jìn)行層系細(xì)分。

1)擬滲流阻力系數(shù)級(jí)差優(yōu)化 按照一般具有穩(wěn)定的隔夾層、層間滲透率級(jí)差小于3的層系細(xì)分原則，設(shè)計(jì)出4套不同的層系細(xì)分方案，計(jì)算出不同方案的擬滲流阻力系數(shù)級(jí)差，方案四(將原層系劃分為Ng54和Ng55～Ng67兩套層系)第二套層系擬滲流阻力系數(shù)級(jí)差為14.67，大于界限值5.5，不符合細(xì)分層系標(biāo)準(zhǔn)，因此選擇方案一、二、三進(jìn)行二級(jí)指標(biāo)優(yōu)選。

圖3 層系細(xì)分重組四級(jí)優(yōu)化方法

2)儲(chǔ)量基礎(chǔ)優(yōu)化 二級(jí)指標(biāo)為合理單井控制儲(chǔ)量，目前油價(jià)下計(jì)算單井剩余控制儲(chǔ)量應(yīng)大于4.5×104t。分別計(jì)算出方案一、二、三的單井控制剩余地質(zhì)儲(chǔ)量，方案三將原層系劃分為Ng54～Ng55、Ng61～Ng62和Ng63～Ng67兩套層系后，下層系單井控制剩余地質(zhì)儲(chǔ)量小于4.5×104t，不符合二級(jí)指標(biāo)優(yōu)選條件，因此選擇方案一和方案二進(jìn)行三級(jí)指標(biāo)優(yōu)選(見(jiàn)表2)。

表2 研究區(qū)層系細(xì)分設(shè)計(jì)方案單控剩余儲(chǔ)量表

3)開(kāi)發(fā)指標(biāo)優(yōu)化 利用數(shù)值模擬方法分別計(jì)算方案一、方案二的開(kāi)采指標(biāo)并進(jìn)行對(duì)比，2套方案最終采收率分別為51.5%、50.7%，均高于基礎(chǔ)方案(49.66%)，符合三級(jí)指標(biāo)優(yōu)選條件，方案一即將原層系劃分為Ng54～Ng55和Ng61～Ng67兩套層系，采出程度較高。選擇方案一和方案二再進(jìn)行四級(jí)指標(biāo)優(yōu)選。

4)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)優(yōu)化 計(jì)算方案一和方案二的投入產(chǎn)出比，分別為1.79、1.08，方案一投入產(chǎn)出比高。

綜合層系細(xì)分重組四級(jí)優(yōu)選結(jié)果，選擇方案一作為推薦的實(shí)施方案，即：Ng54～Ng55作為一套開(kāi)發(fā)層系，地質(zhì)儲(chǔ)量123.8×104t；Ng61～Ng67作為一套開(kāi)發(fā)層系，地質(zhì)儲(chǔ)量177.1×104t。

4.2 注采參數(shù)優(yōu)化

利用數(shù)值模擬方法分別對(duì)Ng5、Ng6兩套層系不同注采參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化。

1)合理壓力保持水平 上層系壓力保持水平在1時(shí)，采出程度提高幅度最大；下層系壓力水平保持在0.9時(shí)，采出程度提高幅度最大。綜合考慮，壓力保持水平為原始地層壓力1.0倍左右為最優(yōu)。

2)合理注采比 注采比為0.9時(shí)，采出程度最高，隨著注采比的增加，采出程度增加幅度反而下降。數(shù)值模擬計(jì)算結(jié)果顯示，當(dāng)注采比為0.9時(shí)，開(kāi)發(fā)效果最好。

3)合理單井液量 單井液量為110m3/d時(shí)開(kāi)發(fā)效果最好，采出程度最高。

4.3 井網(wǎng)調(diào)整方案設(shè)計(jì)及優(yōu)化

在細(xì)分為Ng54～Ng55、Ng61～Ng68兩套層系的基礎(chǔ)上，開(kāi)展井網(wǎng)變流線調(diào)整方案設(shè)計(jì)。共設(shè)計(jì)了7套方案。利用數(shù)值模擬對(duì)上述7套方案進(jìn)行了優(yōu)化，通過(guò)分別定區(qū)塊采液速度和單井液量來(lái)對(duì)比各方案來(lái)提高采收率的幅度。根據(jù)優(yōu)化結(jié)果，調(diào)整后開(kāi)發(fā)效果均明顯改善，加密方案好于抽稀方案。但從投入產(chǎn)出比(見(jiàn)表3)來(lái)看，抽稀交錯(cuò)行列井網(wǎng)的投入產(chǎn)出比最大。因此，綜合考慮，推薦抽稀方案一為適合單元特點(diǎn)的變流線調(diào)整方案，即全部利用老井、細(xì)分層系抽稀轉(zhuǎn)流線27°，由原來(lái)一套正對(duì)行列井網(wǎng)(106m×212m)變?yōu)?套交錯(cuò)行列井網(wǎng)(212m×212m)(見(jiàn)圖4)，其優(yōu)點(diǎn)是充分利用老井，改變流線，挖潛排間剩余油。

表3 研究區(qū)調(diào)整方案投入產(chǎn)出比對(duì)比表(單井液量110m3/d)

圖4 研究區(qū)井網(wǎng)變流線調(diào)整概念模型

4.4 層內(nèi)剖面調(diào)整

為挖掘油層中上部剩余油富集區(qū)潛力，開(kāi)展了調(diào)剖技術(shù)研究，采用弱凝膠+無(wú)機(jī)顆粒組合段塞體系，優(yōu)先注入弱凝膠可以較好地進(jìn)入油層深部，同時(shí)與地下聚合物有較好的絮凝增強(qiáng)作用，后續(xù)無(wú)機(jī)顆粒有效填充大孔道，提高耐沖刷強(qiáng)度，有效封堵高滲條帶。同時(shí)利用變密度射孔技術(shù)，加大低滲透段的孔密和射孔深度，調(diào)整層內(nèi)差異；為提高低滲段的導(dǎo)流能力，在近井地帶利用高分子聚合物和增稠劑，研制了低成本的低黏攜砂液(黏度40～60mPa·s)，實(shí)施高飽和防砂。在井筒上，研制出以改性聚氨酯類為膠結(jié)劑的新型高滲濾砂管，實(shí)施放排結(jié)合，有效降低滲流阻力。

4.5 方案的實(shí)施與效果

根據(jù)礦場(chǎng)實(shí)際情況，為保證研究區(qū)的獨(dú)立性及整體效果，將原方案一外擴(kuò)1個(gè)井排，含油面積達(dá)到1.38km2，地質(zhì)儲(chǔ)量425×104t，按照細(xì)分轉(zhuǎn)流線的思路，細(xì)分為Ng54～Ng55和Ng61～Ng68兩套層系，變212m×106m正對(duì)行列井網(wǎng)為212m×212m交錯(cuò)排狀井網(wǎng)，流線轉(zhuǎn)變27°。共實(shí)施新井9口(油井2口，水井7口)，老井歸位工作量36口。在單井配產(chǎn)配注上，控制主流線注采，強(qiáng)化剩余油富集區(qū)采液。利用數(shù)值模擬優(yōu)化液量，單井液量設(shè)計(jì)在90～130m3/d范圍，根據(jù)油井液量、井網(wǎng)形式、油水井之間的距離，把液量合理劈分到周圍水井中，計(jì)算出每口水井的日注量。方案實(shí)施后研究區(qū)自然遞減下降9.3%，含水上升率下降2.2%，增加可采儲(chǔ)量7.4×104t，提高采收率1.74%。

5 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

1)化學(xué)驅(qū)油藏轉(zhuǎn)入后續(xù)水驅(qū)后，雖然采出程度比較高，仍然有一定的潛力。影響剩余油分布因素主要是儲(chǔ)層非均質(zhì)性和井網(wǎng)方式。平面剩余油富集區(qū)主要位于砂體邊部、小砂體等注采不完善井區(qū)以及排間分流線和油井間附近；層間上非主力小層剩余油飽和度高，但剩余地質(zhì)儲(chǔ)量仍主要集中于主力小層；層內(nèi)剩余油富集區(qū)主要位于厚油層頂部。普遍分布、差異富集是目前階段剩余油的主要分布特點(diǎn)。

2)流場(chǎng)調(diào)整是特高含水后期挖掘剩余油的有效手段。層間進(jìn)行細(xì)分層系、簡(jiǎn)化層間矛盾，挖掘儲(chǔ)量動(dòng)用差層的潛力；平面進(jìn)行井網(wǎng)調(diào)整、改變流線，挖掘井間剩余油富集區(qū)的潛力；層內(nèi)采用配套工藝技術(shù)、調(diào)整剖面，挖掘油層頂部潛力；注采參數(shù)上，利用數(shù)值模擬，優(yōu)化合理配置。通過(guò)立體開(kāi)發(fā)調(diào)整、轉(zhuǎn)變流場(chǎng)，改善了開(kāi)發(fā)效果，提高了采收率。

3)流場(chǎng)調(diào)整技術(shù)提高了開(kāi)發(fā)效益，有效延長(zhǎng)了特高含水后期油藏的經(jīng)濟(jì)壽命期，目前已在勝利油田全面推廣。