注聚转后续水驱提高油藏开发效果的措施

刘大鹏

【摘 要】本文分析了注聚转后续水驱存在的问题，综合评价了聚合物驱在提高采收率方面的优势和潜力，明确了油藏下步开发潜力方向，并本着科学严谨的原则制定了注聚转后续水驱单元提高采收率的三年规划和工作方向，为可持续性稳定发展提供了科学依据和理论指导。

【关键词】注聚;后续水驱;开发效果;措施

一、飞雁滩油田概况

飞雁滩油田位于山东省东营市利津县刁口乡北部，黄河故道入海口附近，地处国家级湿地自然保护区。飞雁滩油田馆陶为普通稠油高渗油藏，构造位于济阳坳陷沾化凹陷埕东凸起北斜坡带，构造为一轴线呈近北东走向，并向北倾没的鼻状构造，构造比较平缓，东部相对较陡，地层倾角为0.3度，油藏埋藏1250-1350米，含油面积20Km2，平均有效厚度5.3m，地质储量2074t，标定可采储量736.23×104t，标定采收率35.5%，是河口采油厂主力开发区块之一，也是河口采油厂唯一一个注聚转后续水驱单元。

飞雁滩油田截止到2012年共经历4次开发方式的转变：1991年-1995年开发准备，边勘探边开采的天然能量开发方式;1996年-2000年注采调整，注水补充能量开采方式;2000年-2005年注聚开发，三次采油方式;2006年至今，轉后续水驱开发。

二、注聚转后续水驱油藏开发潜力调查

飞雁滩油田经过20年的注水开发，累计采油624.8×104t，累计注入水量2863.2×104m3，综合含水94.4%，随着开采程度提高，地下油水关系越来越复杂，油田开发难度越来越大。近些年由于井网、井筒及地面设备老化严重，已影响到油田的可持续发展。

1、水淹程度高，油水关系复杂，剩余油挖潜难度大

飞雁滩油田经过注聚转后续水驱开发，含油饱和度不断下降，驱油效率、波及系数不断扩大，综合含水逐年上升，目前飞雁滩油田综合含水高达94.5%，水驱波及系数72.3%。平面上虽然部分井区无井网控制但往往老井采过并且高含水返走，挖潜风险大，目前仅在砂体边部、断层附近、薄层小砂体附近含水相对较低。主力层间含水在92.2%～94.9%之间，水淹程度均很高。

2、注采井网完善性逐年变差

油井开井数从2006年的118口下降到2012年的97口，减少21口。一是转注10口，占47.6%;二是高含水关井，2006年以来高含水关5口，占停产油井总数的23.8%;三是井况变差，2006年以来油井套损停井9口，占停产油井总数的42.8%。

3、井况差 套损井多

2006年以来因套损停产停注井20口，损失水驱储量108×104t。目前套损带病生产油井44口，套损带病注水水井25口，分别占油水井总数的41.9%、35.7%。三大主力层井网水驱控制储量1451.7×104t，水驱控制程度83.1%。未控制储量178×104t。

4、分相带开采不均衡，局部地区采出程度低

飞雁滩油田主力层Ng17层由于套损、高含水等原因停产井多，动态油水井井数比1.6：1，平均井距383米。由于平面非均质性严重导致各沉积相带井网状况差异大。位于主河道、点砂坝沉积微相的埕118块、埕126块平均井距252米，井网密度15.7口/Km，采出程度40%。而河漫滩沉积的西部薄层注采井网不完善，储量动用状况差。该部位油层薄，平均井距376m，对应率67%，采出程度仅14.1%，地层总压降3.1MPa，平均动液面1126m。该部位由于储层物性差、储量控制差、油井产液低、注采井距大导致注水见效缓慢。

5、地层亏空大，能量水平低

飞雁滩油田Ng长期采用低注采比注水，压降保持在2.5MPa，1999—2000年上半年曾通过提高注水量使地层压力有所恢复，但注聚后地层压力水平再次下降。2006年9月转水驱后，通过提高注采比使地层能量下降趋势有所减缓，但目前地层压降仍高达2.4MPa，地层能量保持水平81.5%，平均动液面765m，累积亏空584.55×104m3。

6、注聚后储层物性改变，近井地带堵塞

注聚转后续水驱后部分主河道注聚井区出现了作业时压不住井的异常状况，油水井共计9井次，这些大部分油井正常生产时液面均在900米以上，水井注水油压在9mpa以上，起出管柱后会有自喷现象产生，压井困难，说明地层深部憋压，近井地带堵塞。

三、提高飞雁滩油田开发效果的措施

飞雁滩油田后续水驱阶段按照扩大水驱波及系数，提升地层压力，提高单井液量的工作思路，以提高水驱动用程度，提高采收率为中心目标，实现了“提水提液，控制两率”的目标。

1、注水量增加，地层能量逐步恢复

针对后续水驱阶段地层能量不足和注入水突进加剧等问题，开展注采完善、水井专项治理等工作：

①注采完善，减缓平面矛盾。针对局部注采不完善的问题，油井转注10口，增加日注水能量1200m3，增加水驱储量104.5×104t。对应油井40口，已见效26口，日增液356t，日增油115t。②实施分层注水，减缓层间矛盾。转水驱后，根据多层合注井吸水剖面资料，结合油井动态，实施分注10口井，使原来不吸水的高压层也注上水，增加注水量360m3，对应油井22口，6口油井已见效，日增液60t，日增油8t，含水下降1.3%，累增油1121t。③开展堵水调剖，减缓注入水突进。转后续水驱后在总结分析前期调剖的基础上，通过调剖剂、段塞设计及施工的优化，对15口井实施调剖，平均注入压力由7.4MPa升至目前的8.6MPa，上升了0.8MPa。通过以上工作，与转水驱前相比，开水井数上升4口，日注水量上升1292m3。地层压力有所恢复，由注聚结束时的10.26MPa恢复到目前的10.46MPa，平均动液面由855m回升到765m。

2、优化产液结构，整体液量稳步上升

飞雁滩注聚区后续水驱以来，在注好水补充地层能量的基礎上，根据不同相带油井储层特点、能量状况等条件，优选部分油井实施针对性提液措施，优化区块产液结构。一是对主河道高能量井采取大泵、电泵提液。选取主河道部位注采对应关系好的油井实施提液36口井，初增能力220t，累积增油5.8×104t。如埕118-G1井电泵提液后，有三口水井对应注水，实施后液量增加117t/d，综合含水下降4.8%，累增油1020t。二是对河漫滩泥质含量高物性差的低液井，实施压裂液防砂，改造储层，提高液量。共实施压裂液防砂30口井，日增油83t，累积增油8596t。

3、含水得到有效控制，含水上升率低

从含水变化曲线可以看出与数模吻合较好，从含水变化趋势看，综合含水已过快速上升阶段，今后上升速度将变缓。从分层含水变化曲线上看，分层含水变化趋势与区块趋势一致，转后续水驱后，三个层的含水上升速度减缓，Ng14+5层含水上升率为2.23%，Ng16层含水上升率为2.12%，Ng17层含水上升率为2.03%。

四、认识与建议

井况差、套损对飞雁滩后续水驱产量影响较大。地层能量不足是制约飞雁滩油田稳产的不利因素。水井欠注多导致飞雁滩稳产基础不牢。对于近井地带堵塞，制约单井产能。注聚区主河道注采不完善区油井近井地带堵塞，造成正常生产时供液不足，作业冲砂过程中有溢流，作业后反复砂埋，影响油井产能。

几点建议：

1开展堵水调剖，控制注入水突进。根据转后续水驱后水井吸水剖面显示，部分井层间层内水窜较严重，为改善注入产出剖面，扩大波及系数，2012-2015年将加大油水井堵水调剖力度，预计每年3井次。

2、优化产液结构，减缓产量递减。根据储层发育情况、注采对应关系及目前产量，培养和优选提液井，预计以后每年根据油藏动态选择提液井3-5口。

3、开展井网适应性及井网调整研究。经过聚驱及后续水驱水洗，主流线上剩余油较少，但油井间剩余油仍较多，因此，研究剩余油分布并进行井网调整是十分必要的。河漫滩差油层储量动用程度低，采收率低，需要开展合理井网井距和开发技术政策界限研究。

4、改变开发方式，适时实施三次采油新技术。飞雁滩油田已进入后续水驱阶段后期，虽然采出程度较高，但综合含水及累积注入倍数低，含水上升速度快，希望通过三次采油解决这种注聚转后续水驱油藏进一步提高采收率的瓶颈问题。