埕东西区二元复合驱开发研究

谷冠银 张亮 聂聪 张凤

摘 要：埕東西区Ng331层2010年开始实施二元复合驱开发，针对三高后期非均质性较强油藏利用聚合物+活性剂方式驱提高采收率，在河口采油厂是首例，该单元注二元后效果的好坏直接关系到采油厂下步能否在埕东东区、飞雁滩油田实施三采。目前对二元驱油藏注入过程中注入、采出特征研究较少，而注入、采出特征研究直接影响并决定着注二元效果，因此，文章对埕东西区二元复合驱注采特征进行分析研究。通过综合研究，更科学、合理地指导油田开发，提高该单元整体开发水平和经济效益。

关键词：二元复合驱；埕东油田；采收率

1 埕东西区Ng331概况

埕东西区Ng331层是埕东油田的主要含油层系之一，含油面积4.96km2，地质储量576×104t，油层发育好，储层有效厚度大，储层物性和含油性较好，油层分布稳定，为大面积透镜体分布，无边底水，原油相对密度高，油层埋深1110-1135m，埋深浅，胶结疏松[1]。

二元区所辖油井57口，开井47口，日液3298t/d，日油172t/d，综合含水94.8%。水井开井32口（注聚井24口，注水井8口），日注2860m3，注采比0.6。

2 矿场注人方案

二元复合驱是一种利用表面活性剂和聚合物的协同作用来大幅度提高采收率的方法[2]。

在室内试验、数值模拟及方案优化研究的基础上，根据试验目的层开采现状和水淹特点，充分考虑实际油藏的平面非均质，为减缓复合驱油剂在油层中的“指进”和“窜流”，在复合驱主体段塞前后分别设计一个调剖和保护段塞：第一段塞：前置调剖段塞，设计0.1PV（106.44×104m3）；第二段塞：主体段塞，设计0.45PV（478.99×104m3）；第三段塞：后置保护段塞，设计0.05PV（53.22×104m3）。

3 开发状况

3.1 注聚前开发状况

区块总体上表现为“强注强采，水淹严重，大孔道发育，剩余油分布零散”的特点。

3.1.1 平面水淹严重

根据西区Ng331单元二元复合驱注聚前含水分级统计，正常生产的39口井内，含水低于90%井8口，占总井数的21%，含水在90-95%井11口，含水在95-98%井10口，其余10口井含水在98%以上，平面水淹更严重。

3.1.2 剩余油符合正韵律油层分布特点

统计埕东西区Ng331单元近年的吸水剖面资料，油层顶部每米相对吸水量平均3.1%，中下部每米相对吸水量平均17.6%，证实了正韵律油层剩余油分布特点，即油层中下部水淹严重，剩余储量小，顶部水驱动用程度低，剩余储量大。原油动用主要在底部，上部动用程度低，剩余储量大，油层中上部是下一步挖潜的主要层段。

3.2 目前开发状况

表1 Ng331层二元复合驱2010-2014年开发数据表

与投注二元前相比，油井综合含水由96.9%下降到94.8%，降低2.1%，日油水平由103t/d上升到172t/d，上升了69t/d。累增油47738吨，提高采收率0.83%。

目前二元区见效井24口，见效率42.1%，见效井的见效类型以含水波动下降型为主，共19口，占总见效井的86.4%，见效井主要分布在采出程度低、注采关系对应好的部位。

4 现状分析

4.1 注入水对注聚质量的影响

二元复合驱采用清水配制母液，污水调配的注入方式，清水采用黄河水，污水采用埕东联合站经处理后的地层采出水。由于2012年4月注聚井井口粘度出现较大程度下降，平均粘度由67MPa.s下降为36MPa.s，采油院与河口采油厂联合对二元复合驱注聚站用水水质情况进行了现场对比化验，将母液和污水按1：2配比，化验结果为污水含硫为0时粘度为57MPa.s，污水含硫2.6mg/l时粘度为17.3MPa.s，证明含硫量对粘度影响很大。为此，在注水站安装了污水脱硫处理装置，连续加消硫保粘剂，实施连续杀菌，降低了污水含硫量，保证了注入质量。

4.2 大孔道相对发育，见聚井多

二元区累计见聚井数10口，见聚井具有见聚浓度高、见聚速度快的特点。平均见聚浓度1026mg/l，最高见聚浓度2200mg/l。多数见聚井未见效先见聚，除C27-83见效后窜聚外，其余窜聚井未见到效果就窜聚。见聚速度快的井C71和C23-C12见聚速度为1.9m/d、1.4m/d。

4.3 油井见效特征

采出程度低、压力上升幅度大的西部区域见效情况好于其他区域，高采出程度区域见效进度慢。西部区域采出程度仅36.7%，压力较注聚前上升4.2MPa，北部和南部区域采出程度49%，北部区域压力上升1.2MPa，南部上升0.9MPa。

5 存在问题及下步措施

5.1 存在问题

5.1.1 埕东二元区效果不是很理想，见效区域集中在“点”上，未出现大面积见效，主要原因是采出程度高，累积注入倍数高，剩余油饱和度偏低。

5.1.2 局部大孔道发育，见聚井多。从注二元来以来，出现的见聚井中2口低浓度见聚井经过控液之后目前不见聚，2口井见聚浓度平均在150mg/l左右，3口转注，还有3口高浓度窜聚井目前停产。

5.1.3 水质不稳定，影响注入效果。二元复合驱区于2012年起使用采油院的生物复合稳粘技术。在曝氧池中加入微生物除硫，并在曝氧装置出口加入生物复合稳粘剂。由于药剂加入不稳定，含硫波动大，引起注入井粘度变化。

5.2 下步措施

5.2.1 剩余油饱和度低，层内大孔道发育，需进一步堵水调剖。针对二元驱单元地层大孔道发育严重的特点，结合对大孔道的描述以及以往现场实施的经验和效果，现场施工决定采用不同特性的“高强度聚合物凝胶体系和固结类膨胀调剖体系”组合堵剂、分段塞注入深部调剖工艺，进一步增强对地层的封堵能力，达到有效改善注聚剖面、提高注聚效果的目的。

目前注聚井的平均油压是10.3MPa，视吸水指数9.7m3/MPa，油压低于8MPa的有5口井，需要实施水井调剖。

5.2.2 二元区内部分井因套坏影响正常生产，下步对套坏井钻更新井。部分区域井网不完善，有待钻新井完善注采井网。

5.2.3 跟踪监测污水水质，确保污水水质合格，降低注入水杂质、铁离子含量、硫含量和矿化度，提高注聚井粘度。

5.2.4 针对井组液量分布不均衡、调配效果不明显的情况，为提高低液井的液量，对井组内高液量井实施控液，改变注入井的流向，提高低液井能力。

5.2.5 为均衡平面采液强度，防止聚合物窜流，对高液量井采取电泵转抽控制液量，低液量井采取防砂、检泵等措施提高产液量。

参考文献

[1]季敏，郭文学，刘斌.埕东西区二元复合区开发效果分析[J].内江科技，2013，1（15）：23-24.

[2]刚永恒，和慧，胡莉，李国军.二元复合驱提高采收率技术的发展综述[J].油气田地面工程，2010，29（12）：61-62.