大港油田港东二区四五断块聚合物注采实践

孙 琦 孙海燕 杨 凯 王艳丽 杨豫晰

(中国石油大港油田分公司第一采油厂)

0 引 言

大港油田港东开发区从投产到现在经历了50多年的开发，是一个被断层复杂化的逆牵引背斜构造，二区四五断块位于港东开发区西侧，是一个夹持于港东断层和马棚口断层之间的地堑块，主要含油层位为明化镇组和馆陶组，油层埋深1 100～2 065 m。由于已进入高含水高采出程度的开发后期[1]，为进一步提高采收率，于2014年8月正式开始三次采油聚合物驱油，注聚层位为明化镇组的明三段和明四段油层组，注聚区控制地质储量478×104t，占总储量的66.1%。2016年开始见效，目前已注入5年多，为进一步提升注聚效果、提高阶段采收率，在二区四五断块进行了剩余油分布研究、渗流通道研究、合理井网井距研究、最优产液结构研究，同时针对性地开展井网完善专项治理及老井维护专项治理，并取得了良好效果。

1 开发现状与存在的问题

1.1 油藏地质特征

港东开发二区四五断块整体上是一个受港东主断层控制的穹窿状逆牵引背斜构造，以构造轴部的马棚口断层所形成的横穿整个构造的地堑陷落为界，构造背景上二区四断块断层比较复杂，而二区五断块则相对简单。储集层物性较好，胶结疏松，非均质性较强。明化镇组为曲流河沉积，河道砂呈宽/窄条带状分布[2]，储集层平均孔隙度31%，平均渗透率1 090.5 mD，属于高孔隙度、高渗透率储集层，胶结物以泥质为主。原始地层压力15.69 MPa，饱和压力13.67 MPa，油层中部埋深1 582.5 m，地饱压差2.02 MPa，原油密度0.92 g/cm3，粘度58.7 mPa·s，地层水属于NaHCO3型。港东开发二区四五断块为次生油藏，原油性质较差。油层分布受构造、岩性双重控制，平面分布变化大。明化镇组和馆陶组油藏埋深1 100～2 065 m，含油井段965 m(图1)。由于含油井段长，油气水层间互出现，油水界面不统一。

1.2 断块开发现状

二区四五断块于1970年投入开发，在开发初期低含水或不含水，目前处于高含水高采出程度开发后期。断块历经弹性能量开发、注水开发、加密完善滚动开发阶段、深度治理阶段、产量递减阶段、油藏描述调整完善阶段、二次开发综合调整阶段，经过多年来的开发调整，采油速度最高曾达到1.2%，后进入到快速递减阶段，二次开发调整后区块的采油速度稳定在1.0%左右，可见二次开发取得了较好的效果，各项开发指标明显改善，区块的注采对应率上升到72.7%，水驱储量控制程度上升到67.8%，采油速度保持在0.7%左右，阶段采出程度32.73%，综合含水率92.8%，为三次采油奠定了较好的井网基础，并于2014年8月开始注入聚合物至今。

图1 港东开发二区四五断块油藏剖面

1.3 存在的问题

二区四五断块已进入高含水高采出程度开发后期，主力砂体水淹严重，一类储集层大多进入高含水或特高含水期，由于多年注水开发，加之非均质性严重[3-4]，各层吸水量差异大，注入水沿高渗透带推进，平面及纵向注水推进不均匀，水驱波及体积小，注入水过早向油井突进，油水分布犬牙交错[5]，剩余油高度分散，使得该区块井网部署、挖潜措施难度加大。

二区四五断块按油层组划分为明三段、明四段两个生产层系，油层跨度达300 m，层间干扰严重、区块含水居高不下。平面注采井网不完善、不规则，影响聚合物的均匀驱替；平均井距180 m，个别单砂体注采井数比较高，井网控制程度有待提高；加之套损、套变井不断增加，因井况问题导致不可利用的生产井增多，严重威胁注聚井网完整性，驱替效果未达理想水平。

2 断块优化调整的研究重点

针对二区四五断块注聚后存在的主要问题进行重点研究，采取“二次开发与三次采油相结合”[6]即“二三结合”的方法加密完善注采井网，运用区块综合治理的手段修复受损井网、优化注采速度，提高聚驱效果，取得了较好的调整效果，从而摸索出一些有效的调整方法，为同类型油藏聚驱开发提供有力依据。

2.1 井网层系的研究

2.1.1 层系划分原则

开发层系划分与组合是否合理，是决定油田开发效果的一个关键因素[7]，特别是对于保持地层压力开发尤为重要。根据国内外油田开发实践经验，结合高含水油田的具体特点，针对“二三结合”的开发特点及生产需求，制定了专属层系划分原则。“二三结合”层系的划分与组合有以下几点原则：一是以一级砂体为核心构建“二三结合”专属开发层系，与常规水驱层系分离；二是同一套开发层系中的油藏类型、储集层物性、油水分布、压力系统和流体性质等特征应基本一致；三是为防止层间差异影响效果，一个层系内一口井油层总数小于5层；四是同一套开发层系中有一定的油层厚度和单井控制储量(5×104～10×104t)。

2.1.2 砂体分级

“二三结合”井网部署的思路为利用主力砂体做骨架井网，兼顾非主力砂体，为获得良好效果，必须有完善的注采井网。复杂断块油藏受沉积和构造影响，油砂体连续性差，因此对“二三结合”的砂体进行筛选，以五点法为基础井网，注采井距为150 m时，不同的井数控制的砂体面积不同(图2)。井数越多，砂体面积越大，按照砂体面积将港东开发二区砂体分为5个等级(表1)，从表1可以看出，要获得较完善的注采井网，砂体规模应该在二级以上。

图2 不同的井数控制的砂体面积

表1 港东二区断块“二三结合”井网砂体分级

2.1.3 层系划分

港东开发二区四五断块主要含油目的层为明三段、明四段，从断块中筛选出一级砂体5个、二级砂体4个，共9个主力砂体作为主要优化调整对象，其地质储量占总储量的63%。根据层间非均质性和流体性质，且断块渗透率级差1.04，渗透率变异系数0.07，能够将断块划分为一整套层系开采。

2.1.4 井网论证

通过数值模拟方法建立机理模型，分别模拟不规则井网、三排四点法(反七点)规则井网、两排反五点法规则井网化学驱提高采收率效果。研究表明，三次采油阶段井网越规则，平面波及效率越高[8]，剩余油滞留区范围越小，采收率幅度提升越高(图3)。五点法规则井网相对于不规则井网化学驱日产油最高值增加30%(图4)。由于断块含油砂体多，物性变化大，经过几次大规模加密调整及套变井的更新，断块剩余油分布复杂。充分考虑老井的合理利用和可利用水井的恢复等措施，整体采用五点法井网，局部四点法加不规则井网[9]，进行整体井网部署，共部署及实施新井20口，初期单井平均产油98 t/d、含水率63%,效果显著。

图3 不同井网剩余油对比

图4 不同井网日产油与含水率对比曲线

2.2 剩余油分布规律的研究

该断块储集层非均质性严重,导致高渗透主力油层水淹严重,低渗透层难以受到注水效果，聚驱虽然有一定的改善作用，但对于长期强注强采而形成的油水井间沿高渗条带形成的水流优势通道的封堵效果不佳,聚驱效果有待提高。通过对以上矛盾分析,在该断块开展了高含水后期剩余油分布规律的精细研究[10],深化油藏认识,提出了具有针对性的挖潜措施,有效改善了区块开发效果。

2.2.1 新三维地震构造解释

原构造解释等高线间距较大，不能准确反映砂体顶、底界细微构造变化，本次利用最新的“两宽一高”的新三维地震构造解释进行微构造再认识，将原构造图的等高线间距精确到5 m，并对原构造局部进行修正，发现一些新认识的构造是很好的剩余油富集区。

2.2.2 细分沉积微相

根据岩性组合、沉积构造、砂体形态、测井曲线等综合划相标志特征，将断块分为点砂坝微相、边滩微相、河漫滩微相。点砂坝是曲流河中较复杂的微相类型，在油田开发中后期， 点砂坝是油气聚集的重要场所，因此对点砂坝的认知程度直接影响油田的开发水平，侧积体是点砂坝的重要组成部分，侧积泥岩遮挡易形成油气聚集。

2.2.3 平面剩余油富集区

该区受沉积相及构造控制，主要有5种剩余油分布类型，分别是井间未波及区富集剩余油、废弃河道边部富集剩余油、断层边部富集剩余油、正向微构造控制剩余油、小砂体控制剩余油。其中井间未波及剩余油富集区、废弃河道边部剩余油富集区、断层边部剩余油富集区是主要的潜力区。

2.2.4 层内剩余油富集区

研究表明，在曲流河点砂坝内部发育侧积泥岩，因侧积泥岩遮挡造成上倾尖灭，致使注入剂沿着该方向无卸压通道而回流，向其下倾方向运动。这样由于侧积泥岩的遮挡，在砂体顶部形成高压区，存留大量剩余油，适于实施水平井开采[11]。这要求设计的水平井轨迹尽量垂直于侧积夹层，以利于轨迹穿越更多的侧积体，控制尽量多的侧积层遮挡形成的剩余油，有断层的点砂坝储集层“占屋脊、打高点”[12]的设计理念能对水平井剩余油挖潜生产开发起到良好的效果。通过实施水平井挖潜，初期日产油20 t，综合含水率75%(图5)。

2.2.5 纵向上剩余油富集区

通过取心井渗透率及含油饱和度分析，了解到实验区地层非均质性强，层间差异大；利用产液剖面及吸水剖面的监测，了解到层间动用状况的差异，在低动用区找潜力。应用“多因素变权决策法” 进行“镶嵌式”重组开发层系，细分3套开发层系，使各层系中开发效果相近。

在注入端应用分注模型，考虑水井渗透率、射开厚度、启动压力、油层中深的因素，开展层系内分注、细分注，从而使层段内吸水厚度百分数达到80.8%，提高了17.9%。在采出端针对层间差异大的合采井，按目前开发层系简化生产层，只保留一套层系生产，共实施7口井，初期日增油78 t，半年内累计增油0.6×104t。

2.3 合理注采速度的研究

据毛管数的定义可知，增大驱替速度可以增加毛管数[13]，也可以提高原油采收率，以试验区南部井区为例，聚合物溶液粘度比为3，表活剂浓度为0.2%，注入段塞尺寸为0.8 PV，设计0.1～0.18 PV/a共5个不同的注入速度，利用数值模拟方法预测生产15年，优选最佳的注入速度。

不同注入速度下二元驱日产油及含水对比曲线见图6。从图6中可以看出，注入速度越快，日产油峰值越高，采油速度高，当注入速度超过0.12 PV/a后采收率增加幅度变小(图7)，通过增加注入速度提高采收率作用减小，因此推荐二元驱最佳的注入速度为0.12 PV/a。同理，为保持注采平衡，注采比保持在1∶1.0～1∶1.2之间，最佳采液速度应为0.12 PV/a。

图5 实施水平井挖潜侧积层顶部剩余油

图6 不同注入速度累计产油量对比曲线

图7 不同注入速度采收关系曲线

3 应用与推广

通过以上研究论证，在该断块实施“二三结合”综合调整方案，取得了良好的效果。

(1)通过不断深化单砂体空间展布研究，围绕断块主力砂体，实施转注、补孔完善、修复利用等措施，控制水驱方向，提高双、多向受益率至87.9%。

(2)加强砂体井网完善性研究，采取更新水井、水井补孔、长停恢复等措施并举，完善注采不完善井区，提高聚合物驱控制程度至91.2%。

(3)加大对剩余油分布规律研究，针对先期注水砂体，通过油井补孔、放换层等措施完善注采井网，提高注采对应率至91.6%。

(4)持续加强注水结构调整，结合动态监测资料开展层间层内治理工作，简化注聚层段，减小层段内渗透率级差，提高油层动用程度至75.6%。

(5)开展老井综合治理，规模治理问题井，集中治理停产井，加强老井日常管理维护，最大限度保留基础井网，夯实区块稳产基础，有效控制自然递减至7.1%。

综合治理后，二区四五断块井网由35注65采完善至67注74采，产量由123 t/d上升至256 t/d，并稳产8个月(图8)，综合含水下降2%(图9)。油层动用程度提高9.6%，聚驱控制程度提高3.6%，取心井实验测得驱油效率提高11.3%，预测聚驱相对水驱提高采收率12.8%。

图8 二区四五断块产量与含水变化曲线

图9 二区四五断块含水与采出程度关系曲线

4 结论与认识

精准的储集层认识是实施综合调整的依据。在地质认识方面，运用动静结合的方法是提高储集层认识精度的途径。针对复杂断块的地质特点，多技术手段相结合准确落实构造、圈闭，并对剩余油分布清楚的认知。

规则的注采井网是注聚见效的基础。在均质的理想状态下，等距的“五点法”驱油效果最好，但是现有井网调整并不是规则的，且储集层是非均质的，那么调整井网就要考虑平面驱替均衡性，求取最佳调整井距，让各个方向上的驱替速度一致。

合理的注采速度是均衡驱替的保障。注入速度越快，日产油峰值越高，采油速度高，加大驱替速度可以增加毛管数，提高采收率。适时在受益井上进行提液、放换层等措施，有利于注聚见效。