稀油老区后期稳产技术探索及试验

高忠敏(中国石油辽河油田分公司曙光采油厂，辽宁 盘锦 124109)

1 概况

曙三区是曙光稀油注水开发主要区块之一，开发目的层为沙河街组四段上部的杜家台油层。该区块1975年采用一套层系正方形、500 m井网、反九点面积注水方式投入开发，后期经历了多次加密调整，至2017年井网逐步缩减至150～230 m。截至2019年底区块日产油235 t，综合含水80.1%，采油速度0.44%，采出程度27.9%。

2 油藏特征

2.1 储层胶结疏松，出砂严重

该块储层发育具有近物源的特点，泥质含量相对较高13.85%，粒度中值0.15，储层胶结疏松，成岩作用较差。油藏出砂现象较为普遍，出砂严重井占总井数的55.8%。杜18断块北部、曙3805断块和杜21断块单井累积出砂量大于4 m3，长期出砂导致套坏加剧，停产停注井多。

2.2 互层状油层，层间非均质严重

受构造、沉积双重作用，油层平面变化较大，最大39.8 m，最小6.5 m，杜家台油层纵向上3个油层组10个砂岩组及30个小层。平均有效厚度12.7 m，属典型的互层状油藏。渗透率变异系数1.24，级差32.8，突进系数3.75，储层非均质性强。

2.3 受沉积相带控制，平面水淹状况表现不一

该块杜家台油层为扇三角洲前缘亚相沉积，主要有分流河道、河口坝、前缘薄层砂、分流间泥等微相。注采因受相带控制，分区特征明显，注水易沿分流河道形成优势通道，无效水循环加剧，水窜严重。

3 化学驱可行性分析

3.1 油藏地质条件适合化学驱

曙三区整体构造相对简单，主力层段储层物性好，平均孔隙度为29.7%，平均渗透率为904 mD，非均质性强，不同韵律模式沉积变异系数大于0.5，中等偏强；主力层段油藏温度46～55 ℃，适宜化学驱。

3.2 注采井网能够满足化学驱基本要求

针对出砂导致的注采井网不完善问题，立足于早期的基础井网，开展潜力排查，对平面及纵向的剩余油开展刻画，结合下步方式转换的实际需求，超前对整个曙三区的方案做了统一的规划。2013年开始井网调整，注采井距缩小到150～230 m，水驱控制程度86.5%，聚驱控制程度可达到78%。

3.3 压力保持水平较高，具备尽快转驱条件

曙三区除了个别次级断块因出砂或套坏导致注采井网不完善，北部和西部部分井区无法实现真正有效注水外，区块主体压力水平高，压力系数0.6以上。

3.4 水驱动用程度差异大，具备化学驱潜力

各种方法测算主力层段剩余油饱和度高，42.7%～46.2%。平面上水流优势通道侧翼及局部注采不完善区域，纵向上相对物性差层段水驱动用程度低，物模实验表明聚驱较水驱可有效扩大波及体积。

4 化学驱先导试验

4.1 先导试验的必要性

聚合物驱作为最为成熟同时也最为简单的化学驱技术，在大庆、胜利、大港等油田开展的较早，已有20多年的历史，目前已在拓展至Ⅱ类甚至Ⅲ油藏。但在试验的初期结合难易复杂程度，以及从探索技术的适应性出发，多数油田还是在Ⅰ类油藏开展攻关试验，取得突破后扩大至Ⅱ类油藏。而对于辽河油田的曙三区而言，油藏条件和大庆长垣差别较大，特别是油层较薄、胶结疏松、出砂严重，属于典型的Ⅱ、Ⅲ类油藏，起步阶段大规模矿场实践能否成功无法确定，因此选择有利区块、优选有利层段开展先导试验是多数油田通用的做法，一方面可有效规避重大试验的现场实施风险，同时也为后期试验成功后进行大面积推广积累现场实践经验[1]。

4.2 先导试验区选择

经过前期的基础研究，在宏观进行潜力评价的基础上，遵循二次开发方案的整体设计，在中部杜18井区、东部杜23井区、南部杜16井区立足二次开发部署井网，采用150～230 m井距，整体规划化学驱驱井组54注102采，覆盖储量820万吨。 综合考虑油藏储层条件、井网完善程度、注采能力、压力保持水平等因素，选择杜18井区6个井组，开展聚合物驱先导试验，覆盖储量97万吨。

4.3 方案设计

(1)方案配方体系：采用2 500万分子量聚合物，浓度1 800×10-6。设计年注入0.1 PV，累计注入量为0.6 PV，体系井底黏度大于46 mPa·s，提高采收率10.3%。(2)水质推荐标准：含油量≤10 mg/L，机杂含量≤20 mg/L，总铁≤2.0 mg/L。(3)方案设计注入参数：压力为10～15 MPa，最高注入压力20 MPa，注入速度0.1 PV/a，注采比1∶1(日配注410 m3，单井日配注55～85 m3。)

4.4 取得的效果

2017年8月正式转入化学驱，至2017年10月逐步开始见效，最高日产油升至40 t以上。阶段化学驱累计注入体积0.14 PV，目前日产液163.9 t、日产油33.1 t、含水79.8%，对比空白水驱日产油上升17.6 t，含水下降12.4%，较常规水驱阶段增油1.32万吨。

5 矿场实践及认识

曙三区化学驱先导试验开展以来，围绕合理的注采参数确定、降低粘损对策以及配套技术保障上作了系列探索。

5.1 注采参数摸索

注入与采出的确定

(1)注入量确定参考以下公式，得出单井的注入量：

式中：A为井组控制面积(m2)；H为井组平均厚度(m)；φ为空隙度(%)；υ取值0.1 PV/a；Qi为注入井注入量。

(2)采出井采液量参考以下公式，计算单井的产液量：

式中：Qi为与采出井连通的注入井注入量；m为与注入井连通的采出井井数；QO为与注入井连通的采出井产液量。

以注入井的参数设计为例，单井在方案设计时，需要考虑历史上注水的压力及注入量情况、单井及井组的区域油层发育状况，同时要考虑后期注入压力上升带来的注入量的下降，以此实施单井的个性化设计，最终确定先导井组设计注入量68 m3，注入强度3.85 m3/(d·m)。

尽管在方案设计时对实际注入能力可能会下降等因素有所考虑，相应参数对应下调。但在实际注入过程中，经过两年多的调控依然无法达到配注量，平均注入量只有设计的63%，因此未来一段时间内如何保障采油井维持合理的产液强度是保持注采平衡的前提，也应是注采参数调控关注的重点。

5.2 配套技术应用

(1)综合防砂技术。曙三区作为出砂严重区块，经过多年的技术探索，先期在防砂技术应用上形成了初步的技术系列，其中化学防砂、砾石充填和压裂防砂技术在曙三区直井得到普遍应用，比较优势而言，压裂防砂技术最为成熟。为提高井网完善程度，提高注聚后开井率，2017年在转驱前围绕16口生产井当时的出砂状况，优选9口井开展了压裂防砂，检泵周期由防砂前的150 d，增至400 d以上。井组最高产液量达到220 m3，较防砂前增加70 m3。

(2)剖面调整技术。依据方案要求在实施空白水驱后，根据吸水剖面对注入井开展相应的调驱，实施了5井次，阶段纵向动用程度为68.7%，对比空白水驱阶段提高23.5%。后期针对化学驱见效后平面上进行分类评价，按照增油幅度、降水幅度进行分类，强见效油井占总井数的37.5%；中见效油井占总井数的50%；弱见效油井占总井数的12.5%。与水驱阶段对比，新增水驱见效方向12个，新增见效井6口，合适的调剖工艺在兼顾剖面改善的同时，对平面见效、波及体积提高也有积极的促进作用。

5.3 降低黏损技术探索

(1)水质对黏度的影响探索。化学驱黏度对水质的反映较为敏感，几年的监测资料显示，当水质超标时对应黏度也不达标，随着水质的改善，黏度也在方案设计指标之上，水质和黏度相关性明显。同时黏度达标与否直接左右化学驱效果。(2)水质提升技术探索。试验中立足现有的地面集输系统。一是安装井口过滤装置，二是对曙一联内部注水技术工艺进行改造升级。实现曙一联来水和曙四联、污水厂来水“分质分输”。三是定期干线清洗，保障化学驱水质达标运行。(3)撬装注入设备适应性改造。相比集中建站撬装设备更具优势：一是地面建设周期短，单台设备投入小；二是黏损影响小，由于多数设备安排在注水井井场，消除了长距离管线对粘损的影响。另外现场实践的过程中，对搅拌罐实施工频向变频的技术升级，摸索不同转速下剪切后的黏度，消除了设备因素对成胶的影响，确保搅拌罐出口黏度达标稳定。

6 结语

(1)曙光稀油老区开展稳产接替技术试验意义重大，聚合物驱等化学驱先导试验适合出砂油藏；(2)化学驱开展前的水井调剖工作必不可少，剖面的改善对消除水驱优势通道，防止注聚反生水窜意义重大，同时可以启动新层或动用原有的未动用、差动用层，有效改善或提高纵向动用程度；(3)疏松砂岩油藏开展化学驱，保持井网的完整性尤为重，成熟的防砂技术是支撑注采井网保持较长时间内完整性的前提；(4)水质对黏度的影响具有一定的相关性，不同水质条件下的成胶影响因素研究应贯穿整个化学驱的全过程；(5)整体规划、试验先行，坚持合理的开发秩序是保证重大试验稳步推进的关键，先导井组取得初步成功，积累了一定的矿场实践经验，奠定了曙光稀油下步扩大化学驱实施规模的信心，必将为辽河油田的稀油上产提供有力的技术支撑。