谷冠銀 張亮 聶聰 張鳳

摘 要：埕東西區(qū)Ng331層2010年開始實(shí)施二元復(fù)合驅(qū)開發(fā)，針對三高后期非均質(zhì)性較強(qiáng)油藏利用聚合物+活性劑方式驅(qū)提高采收率，在河口采油廠是首例，該單元注二元后效果的好壞直接關(guān)系到采油廠下步能否在埕東東區(qū)、飛雁灘油田實(shí)施三采。目前對二元驅(qū)油藏注入過程中注入、采出特征研究較少，而注入、采出特征研究直接影響并決定著注二元效果，因此，文章對埕東西區(qū)二元復(fù)合驅(qū)注采特征進(jìn)行分析研究。通過綜合研究，更科學(xué)、合理地指導(dǎo)油田開發(fā)，提高該單元整體開發(fā)水平和經(jīng)濟(jì)效益。

關(guān)鍵詞：二元復(fù)合驅(qū)；埕東油田；采收率

1 埕東西區(qū)Ng331概況

埕東西區(qū)Ng331層是埕東油田的主要含油層系之一，含油面積4.96km2，地質(zhì)儲量576×104t，油層發(fā)育好，儲層有效厚度大，儲層物性和含油性較好，油層分布穩(wěn)定，為大面積透鏡體分布，無邊底水，原油相對密度高，油層埋深1110-1135m，埋深淺，膠結(jié)疏松[1]。

二元區(qū)所轄油井57口，開井47口，日液3298t/d，日油172t/d，綜合含水94.8%。水井開井32口（注聚井24口，注水井8口），日注2860m3，注采比0.6。

2 礦場注人方案

二元復(fù)合驅(qū)是一種利用表面活性劑和聚合物的協(xié)同作用來大幅度提高采收率的方法[2]。

在室內(nèi)試驗(yàn)、數(shù)值模擬及方案優(yōu)化研究的基礎(chǔ)上，根據(jù)試驗(yàn)?zāi)康膶娱_采現(xiàn)狀和水淹特點(diǎn)，充分考慮實(shí)際油藏的平面非均質(zhì)，為減緩復(fù)合驅(qū)油劑在油層中的“指進(jìn)”和“竄流”，在復(fù)合驅(qū)主體段塞前后分別設(shè)計(jì)一個(gè)調(diào)剖和保護(hù)段塞：第一段塞：前置調(diào)剖段塞，設(shè)計(jì)0.1PV（106.44×104m3）；第二段塞：主體段塞，設(shè)計(jì)0.45PV（478.99×104m3）；第三段塞：后置保護(hù)段塞，設(shè)計(jì)0.05PV（53.22×104m3）。

3 開發(fā)狀況

3.1 注聚前開發(fā)狀況

區(qū)塊總體上表現(xiàn)為“強(qiáng)注強(qiáng)采，水淹嚴(yán)重，大孔道發(fā)育，剩余油分布零散”的特點(diǎn)。

3.1.1 平面水淹嚴(yán)重

根據(jù)西區(qū)Ng331單元二元復(fù)合驅(qū)注聚前含水分級統(tǒng)計(jì)，正常生產(chǎn)的39口井內(nèi)，含水低于90%井8口，占總井?dāng)?shù)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，平面水淹更嚴(yán)重。

3.1.2 剩余油符合正韻律油層分布特點(diǎn)

統(tǒng)計(jì)埕東西區(qū)Ng331單元近年的吸水剖面資料，油層頂部每米相對吸水量平均3.1%，中下部每米相對吸水量平均17.6%，證實(shí)了正韻律油層剩余油分布特點(diǎn)，即油層中下部水淹嚴(yán)重，剩余儲量小，頂部水驅(qū)動用程度低，剩余儲量大。原油動用主要在底部，上部動用程度低，剩余儲量大，油層中上部是下一步挖潛的主要層段。

3.2 目前開發(fā)狀況

表1 Ng331層二元復(fù)合驅(qū)2010-2014年開發(fā)數(shù)據(jù)表

與投注二元前相比，油井綜合含水由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噸，提高采收率0.83%。

目前二元區(qū)見效井24口，見效率42.1%，見效井的見效類型以含水波動下降型為主，共19口，占總見效井的86.4%，見效井主要分布在采出程度低、注采關(guān)系對應(yīng)好的部位。

4 現(xiàn)狀分析

4.1 注入水對注聚質(zhì)量的影響

二元復(fù)合驅(qū)采用清水配制母液，污水調(diào)配的注入方式，清水采用黃河水，污水采用埕東聯(lián)合站經(jīng)處理后的地層采出水。由于2012年4月注聚井井口粘度出現(xiàn)較大程度下降，平均粘度由67MPa.s下降為36MPa.s，采油院與河口采油廠聯(lián)合對二元復(fù)合驅(qū)注聚站用水水質(zhì)情況進(jìn)行了現(xiàn)場對比化驗(yàn)，將母液和污水按1：2配比，化驗(yàn)結(jié)果為污水含硫?yàn)?時(shí)粘度為57MPa.s，污水含硫2.6mg/l時(shí)粘度為17.3MPa.s，證明含硫量對粘度影響很大。為此，在注水站安裝了污水脫硫處理裝置，連續(xù)加消硫保粘劑，實(shí)施連續(xù)殺菌，降低了污水含硫量，保證了注入質(zhì)量。

4.2 大孔道相對發(fā)育，見聚井多

二元區(qū)累計(jì)見聚井?dāng)?shù)10口，見聚井具有見聚濃度高、見聚速度快的特點(diǎn)。平均見聚濃度1026mg/l，最高見聚濃度2200mg/l。多數(shù)見聚井未見效先見聚，除C27-83見效后竄聚外，其余竄聚井未見到效果就竄聚。見聚速度快的井C71和C23-C12見聚速度為1.9m/d、1.4m/d。

4.3 油井見效特征

采出程度低、壓力上升幅度大的西部區(qū)域見效情況好于其他區(qū)域，高采出程度區(qū)域見效進(jìn)度慢。西部區(qū)域采出程度僅36.7%，壓力較注聚前上升4.2MPa，北部和南部區(qū)域采出程度49%，北部區(qū)域壓力上升1.2MPa，南部上升0.9MPa。

5 存在問題及下步措施

5.1 存在問題

5.1.1 埕東二元區(qū)效果不是很理想，見效區(qū)域集中在“點(diǎn)”上，未出現(xiàn)大面積見效，主要原因是采出程度高，累積注入倍數(shù)高，剩余油飽和度偏低。

5.1.2 局部大孔道發(fā)育，見聚井多。從注二元來以來，出現(xiàn)的見聚井中2口低濃度見聚井經(jīng)過控液之后目前不見聚，2口井見聚濃度平均在150mg/l左右，3口轉(zhuǎn)注，還有3口高濃度竄聚井目前停產(chǎn)。

5.1.3 水質(zhì)不穩(wěn)定，影響注入效果。二元復(fù)合驅(qū)區(qū)于2012年起使用采油院的生物復(fù)合穩(wěn)粘技術(shù)。在曝氧池中加入微生物除硫，并在曝氧裝置出口加入生物復(fù)合穩(wěn)粘劑。由于藥劑加入不穩(wěn)定，含硫波動大，引起注入井粘度變化。

5.2 下步措施

5.2.1 剩余油飽和度低，層內(nèi)大孔道發(fā)育，需進(jìn)一步堵水調(diào)剖。針對二元驅(qū)單元地層大孔道發(fā)育嚴(yán)重的特點(diǎn)，結(jié)合對大孔道的描述以及以往現(xiàn)場實(shí)施的經(jīng)驗(yàn)和效果，現(xiàn)場施工決定采用不同特性的“高強(qiáng)度聚合物凝膠體系和固結(jié)類膨脹調(diào)剖體系”組合堵劑、分段塞注入深部調(diào)剖工藝，進(jìn)一步增強(qiáng)對地層的封堵能力，達(dá)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壓是10.3MPa，視吸水指數(shù)9.7m3/MPa，油壓低于8MPa的有5口井，需要實(shí)施水井調(diào)剖。

5.2.2 二元區(qū)內(nèi)部分井因套壞影響正常生產(chǎn)，下步對套壞井鉆更新井。部分區(qū)域井網(wǎng)不完善，有待鉆新井完善注采井網(wǎng)。

5.2.3 跟蹤監(jiān)測污水水質(zhì)，確保污水水質(zhì)合格，降低注入水雜質(zhì)、鐵離子含量、硫含量和礦化度，提高注聚井粘度。

5.2.4 針對井組液量分布不均衡、調(diào)配效果不明顯的情況，為提高低液井的液量，對井組內(nèi)高液量井實(shí)施控液，改變注入井的流向，提高低液井能力。

5.2.5 為均衡平面采液強(qiáng)度，防止聚合物竄流，對高液量井采取電泵轉(zhuǎn)抽控制液量，低液量井采取防砂、檢泵等措施提高產(chǎn)液量。

參考文獻(xiàn)

[1]季敏，郭文學(xué)，劉斌.埕東西區(qū)二元復(fù)合區(qū)開發(fā)效果分析[J].內(nèi)江科技，2013，1（15）：23-24.

[2]剛永恒，和慧，胡莉，李國軍.二元復(fù)合驅(qū)提高采收率技術(shù)的發(fā)展綜述[J].油氣田地面工程，2010，29（12）：61-62.