东区北二元驱高效开发做法浅析

张亚男

摘 要 随着聚合物驱规模的不断扩大，二元复合驱已成为提高采收率的“杀手锏”，如何有效提高二、三类油藏二元驱见效率及见效幅度，以实现产量接替，已成为当前高效开发的关键。本文通过对东区北二元驱精细地质研究，深化认识，根据注聚以来的主要开发特点，找准潜力点，严抓关键环节，精细注聚管理，持续提升单元开发效果，为相似二类油藏的二元驱注采管理及开发提供参考。

关键词 二元复合驱 关键环节 精细管理 高效开发

中图分类号：TE357.4文献标识码：A

东区Ng3-4单元2008年7月东区北投入注聚，2010年1月转第二段塞，同时开始注二元，为孤岛油田第一个直接进行二元复合驱的单元，如今已取得增油倍数4.15的骄人成绩。

1注聚方案进展情况

东区北二元复合驱位于孤岛披覆背斜构造东翼，含油面积4.1km2，地质储量1467？04t。

与一类注聚单元對比，东区注聚单元油藏条件差，主要表现为：储层发育差，非均质性强，油稠，边水比较活跃，Ng4各层普遍存在边水等特点，主力油层平均效厚5.7米，渗透率变异系数在0.7左右，地下原油粘度在50～150mPa.s之间。单元油藏埋深1200-1320m，其中原油具有“三高一低”的特征，即高比重，高粘度，高饱和压力，低凝固点。

东区北Ng3-4单元于2008年7月5日正式投入注聚。二元驱面积4.1km2，储量1467？04t，孔隙体积为2635？04m3，方案设计注入井55口，受效油井84口。

截止到目前累计注入0.583PV，完成段塞尺寸设计的89.7%，已累计注入1200PV*ppm，完成方案设计的98.7%。过井网优化、注入浓度和注采强度差异化调整，保持东区北Ng3-4二元复合驱复杂井网、高粘油藏二元驱保持稳效开发。取得降水增油好效果，目前已提高采收率6.82%，累积增油100.1万吨。

2东区北二元驱配套措施及效果

开展二元驱综合治理工作，确保二元驱整体提效、稳效;优化注入参数，确保段塞质量;合理优化液量，促效、稳效;不断实施极端井治理工作：针对低油压易窜聚井实施调剖、调配相结合，针对高压欠注井进行解堵、防砂等配套措施，针对高见聚井实施转变流向、补孔改层等层间接替工作，针对低液未见效井进行综合治理、提液引效。

2.1井网优化，平纵结合，打造立体注采井网

初期水井合注，油井分采井网，提高注采对应率;二元主体段塞阶段优化局部井网、利用侧钻水平井完善Ng44井网促见效;抓住见效的有利时机，利用水平井完善井网，挖掘剩余油潜力;主体段塞末期层间接替，稳效长效。

2.2抓水质治理，保注入粘度达标

由于悬浮物和含油对聚合物粘度稳定性的影响。在注聚前期，配套工艺提升水质，污水改造前后水质指标得到了改进，保障了化学驱注入粘度。

2.3分井组差异化优化注采强度，加密井区均衡受效

通过井距与压力梯度关系图可以看出：井网越密，压力梯度覆盖范围越大，见效早，聚合物容易突破，使油井见聚早。东区北二元复合驱加密井排见效早，见聚率高，见聚浓度也高;针对井距的不同，采取不同的采液强度;加密排井距小、易窜聚，适度控液、促长效，基础排油井提液适当放大生产压差，引效扩效;通过一系列措施治理后，见聚维持在较低的水平;见聚浓度由2012年的642mg/L逐年呈下降趋势，目前见聚浓度273mg/L。

2.4抓注入参数，保段塞均匀推进

由于注入井的油藏条件以及干压的影响，为保证聚合物的正常注入，需要适当调整注入井的配注量和聚合物注入浓度。根据井组孔隙体积进行井组配注，保证井组的注入量合理范围;根据油压、见聚等动态情况合理调整单井注入浓度，在注入过程中，跟踪分析到单井，实行单井注入浓度、配注量在适当范围内调整，以保证更好的注入。

2.5抓均衡驱替，保油井提质提效

对高见聚油井，实施补孔改层，转换流场，挖掘层间剩余油。有效遏制窜聚现象，防止聚合物窜流，也保证聚合物段塞平稳有效推进。

对见效正常的井，要保持液量稳定。通过分析静态上的储层发育、连通情况、油层微构造、渗透率分布等以及动态注采对应情况、采液强度、累计水油比、地层能量等分析，对累计水油比低，水洗油少，剩余油比较富集，平均采液强度低仅5.3t/d/m，油水井间水流通道形成不好，注聚段塞推进较慢，油墙形成较慢，通过采取检泵、防砂、酸化解堵、补充地层能量等措施手段，达到油井间采液强度平衡，见效井区增油效果显著。

对低液量井，要加强放大生产压差治理，引效促效。针对单元低液不见效井，在储层精细研究的基础上，强化完善单元注采系统，进行原因分析归类，制定相应对策，有效治理低液井。通过分析认为出砂是造成东区Ng3-4单元低液井主要原因，根据不同原因采取不同的措施进行治理。对地层条件差的低液量油井采用混排、高压地填;对聚合物堵塞造成液量下降的油井，采用声波助排解堵;对井况恶化的实施大修恢复;对金属防砂管堵塞造成的低液井，采用高压旋转水射流解堵;对油层打开程度不够完善的低液井，采取补孔、复射孔，对泵效差的检泵提液。通过工艺措施实施低液井治理16井次，措施后单井日液能力增加5.4t，单井日油能力增加7.9t，效果明显，累增油1.532？04t。

3效果评价

3.1整体降水增油效果明显

目前累增油98.6万吨，采收率已提高6.72%，单元含水处于谷底，与数模预测保持一致。油井见效效果好，见效率高。目前单井无因次油量2.64，见效比较明显。目前总见效井有93口，油井见效率98.5%，累积增油98.6万吨，平均单井增油1.1088万吨，已提高采收率6.72%。

3.2聚合物利用率高

通过油水井一系列工作后，油井见聚维持在较低的水平，整体见聚井10口，平均见聚浓度143mg/L，见聚率11.5%。

4认识与结论

要及时完善注聚前后井网，适时注采调整，改善平面、层间矛盾，是确保注聚增油的基础;进行油藏再认识，动态再分析，动静结合，是确保注聚增油的保障;精细注采调整，是确保注聚长效发展的关键。精细注采调整的过程化管理，宏观调整与微观调整相结合，主动调整和适时调整相结合，做好产液结构和注水结构的合理化调整，从而合理的利用地层能量和保持良好的油水关系。

参考文献

[1] 陆先亮，束青林，曾祥平等.孤岛油田精细地质研究[M].北京：石油工业出版社，2003.