莫愛國，李江濤

（1. 中國石油大慶油田 榆樹林油田開發(fā)有限責(zé)任公司，黑龍江 大慶163000；2. 東北石油大學(xué)，黑龍江 大慶163318）

大慶油田某區(qū)塊X 為中高滲透砂巖油藏，油藏孔隙度23%~31%，滲透率0.20~0.51 μm2，目前區(qū)塊含水率94.2%[1?3]。為進(jìn)一步提高高含水階段的油藏采收率，該區(qū)塊層系一部分高含水油井井區(qū)對應(yīng)注水井轉(zhuǎn)聚驅(qū)，一部分特高含水油井井區(qū)的水井轉(zhuǎn)三元復(fù)合驅(qū)，分區(qū)域進(jìn)行水驅(qū)采油、聚驅(qū)采油和三元復(fù)合驅(qū)采油[4?6]。而水轉(zhuǎn)聚、聚轉(zhuǎn)三元、水轉(zhuǎn)三元在同一套開發(fā)層系同時(shí)注入驅(qū)油時(shí)，造成不同開發(fā)區(qū)域由于注入劑的黏度差異引起區(qū)域間壓力相互干擾，使很多油井產(chǎn)液量和產(chǎn)油量都明顯下降[7?10]。利用兩種驅(qū)油劑在同層系開采原油過程中，隨著地層中注入兩種驅(qū)油劑量的不斷增加，地層中兩種驅(qū)油劑相互干擾現(xiàn)象也越來越嚴(yán)重，使區(qū)塊整體驅(qū)油效果逐漸變差，由于注入速度與儲(chǔ)層不適應(yīng)，在某些注高黏度驅(qū)油劑儲(chǔ)層區(qū)域產(chǎn)生嚴(yán)重的憋壓現(xiàn)象，而注水區(qū)域由于水的黏度低，注入壓力小而導(dǎo)致對應(yīng)油井液量不足，泵充滿系數(shù)較低[11?14]。因此，本文通過統(tǒng)計(jì)計(jì)算結(jié)合數(shù)值模擬以及理論分析的方法，得到了兩種不同驅(qū)油劑在油藏平面同驅(qū)時(shí)，油藏平面高低壓井區(qū)分布規(guī)律和產(chǎn)生高低壓分布的原因。并對高低壓油水井井區(qū)的井進(jìn)行注采參數(shù)調(diào)整、儲(chǔ)層改造調(diào)整，進(jìn)而調(diào)節(jié)同驅(qū)層平面的壓力不均衡。在對識別出的油水井進(jìn)行壓力調(diào)整后，全區(qū)油藏平面的壓力干擾現(xiàn)象明顯減弱，調(diào)整后油井增液增油效果較明顯。

1 同驅(qū)層產(chǎn)生壓力干擾機(jī)理分析

對于中高滲透的高含水油藏，在兩種及以上驅(qū)油劑進(jìn)行驅(qū)油過程中造成油藏平面高低壓區(qū)干擾的機(jī)理可以通過式（1）、（2）進(jìn)行分析。

其中，Qw為油藏中注入水流量，L/s；K為油水井間儲(chǔ)層平均滲透率，mD；A為射孔層段有效滲流面積，m2；Piw為水井井底壓力，MPa；Po為油井井底流壓，MPa；Pip為聚驅(qū)水井井底壓力，MPa；μw為注入水的黏度，mPa·s；μp為注入聚合物的黏度，mPa·s；L為一維巖心的長度，m；Qp為油藏注入聚合物流量，L/s。

油藏為一維分區(qū)域均質(zhì)等厚的油藏，在高含水開發(fā)階段，為提高采收率，在同一層系的高滲透區(qū)域水井轉(zhuǎn)注聚合物驅(qū)油，此時(shí)，在該開發(fā)層系則同時(shí)存在水和聚合物同驅(qū)。且不考慮聚合物溶液在巖石孔隙中吸附和降解，僅考慮聚合物溶液黏度對其流動(dòng)的影響，為滿足油井產(chǎn)液量的穩(wěn)產(chǎn)要求，水驅(qū)轉(zhuǎn)聚驅(qū)后對應(yīng)油井液量不變，即Qw=Qp，由于聚合物溶液的黏度μp遠(yuǎn)大于水的黏度μw，而要維持聚驅(qū)油井液量，則聚合物的注入井壓力高于水注入壓力。因此，導(dǎo)致注聚合物的油藏區(qū)域憋起高壓，而水驅(qū)油藏區(qū)域，由于聚合物注入?yún)^(qū)的高壓影響，將干擾水驅(qū)油井的水驅(qū)效果，使部分水井注水量不能完成配注要求，造成油井低產(chǎn)液量。此外，由于注聚井注入的聚合物濃度與儲(chǔ)層不匹配，油水井注采關(guān)系不合理，也將導(dǎo)致注入驅(qū)油劑流動(dòng)阻力大，造成儲(chǔ)層局部憋壓。

2 同驅(qū)層異常壓力區(qū)識別

2.1 研究區(qū)開發(fā)狀況

大慶油田X 研究區(qū)塊是中高滲透的高含水開發(fā)區(qū)塊，油藏沉積相主要為低彎曲分流河道砂、水下枝狀河道砂。在該開發(fā)階段，為維持高含水油井產(chǎn)量穩(wěn)定，而在高滲透、物性好和含水高的油井井區(qū)進(jìn)行水轉(zhuǎn)聚、水轉(zhuǎn)三元和聚轉(zhuǎn)三元的相應(yīng)開發(fā)調(diào)整，因此在同開發(fā)層系存在兩種不同驅(qū)油劑同驅(qū)的幾套開發(fā)層系，幾套層系驅(qū)替特點(diǎn)如圖1 所示。X區(qū)塊S 油組縱向上劃分了5 套開發(fā)層系，在S2-S4層系存在兩種驅(qū)油劑同驅(qū)的現(xiàn)象。油組縱向上各個(gè)層系驅(qū)替類型分別為水驅(qū)、水?三元同驅(qū)、聚?三元同驅(qū)、聚?水同驅(qū)、水驅(qū)五大層系。同注層同注調(diào)整時(shí)間為2015 年5 月至2016 年11 月。而在該調(diào)整階段，各個(gè)同注的層系都表現(xiàn)出嚴(yán)重的平面壓力干擾，部分水井憋壓注不進(jìn)水，部分油井不受效導(dǎo)致液量下降明顯，油井動(dòng)液面下降較多，導(dǎo)致部分抽油機(jī)井的泵充滿系數(shù)較低，使該開發(fā)階段的油田區(qū)塊開發(fā)效果變差。

圖1 X 開發(fā)層系不同層驅(qū)替狀況Fig.1 Different layer displacement status of X development layer

2.2 同驅(qū)層壓力分布特征研究

以典型研究區(qū)塊水聚同驅(qū)層系S4 層為研究對象，通過數(shù)值模擬輸出水?聚同驅(qū)層的平面壓力分布如圖2 所示。

圖2 水?聚合物同注層平面壓力分布Fig.2 Pressure distribution of water?polymer flooding in same layers

由圖2 可知，同注層的注水井區(qū)，油層壓力普遍低于9.8 MPa，而注聚合物井區(qū)的油層壓力在9.8~10.1 MPa。分析原因主要是中高滲透油層區(qū)域高含水后期水轉(zhuǎn)聚驅(qū)后，轉(zhuǎn)注井注聚合物和原注水的速率相當(dāng)，而聚合物黏度明顯高于注入水黏度，注聚區(qū)域聚驅(qū)阻力較大，導(dǎo)致更高的注采壓力差，進(jìn)而使聚合物驅(qū)區(qū)域壓力明顯高于注水區(qū)域，產(chǎn)生水聚同驅(qū)區(qū)域的壓力相互干擾，影響部分油井的開發(fā)效果。而水?三元同驅(qū)層S2 和聚?三元同驅(qū)層S3 有類似的壓力分布特征，且同驅(qū)層間壓力干擾程度依次為聚?三元同驅(qū)<水?三元同驅(qū)<水?聚同驅(qū)，即同驅(qū)層內(nèi)，兩種驅(qū)油劑間的黏度差異越大，最終產(chǎn)生的層內(nèi)平面干擾越嚴(yán)重。

2.3 同注層異常壓力井確定

以X 區(qū)塊聚?三元同驅(qū)層S3 為研究對象，通過對同驅(qū)階段油井套壓、動(dòng)液面深度、水井井口油壓和井筒水柱壓力的統(tǒng)計(jì)，對研究區(qū)的128 口油水井的井底壓值進(jìn)行計(jì)算統(tǒng)計(jì)，計(jì)算出的高低壓力油水井的壓力分布如圖3 所示。

圖3 同注層S3?1、S3?2 層井的壓力分布Fig.3 Pressure distribution of well in the same injection layer S3?1,S3?2

據(jù)統(tǒng)計(jì)，同注層的128 口井的壓力值大部分均為9.0~10.5 MPa，其中有9 口井壓力超過10.5 MPa，對應(yīng)高壓井占比為7.0%，有2 口井壓力低于9.0 MPa，低壓井比例為1.6%。而同注層S3?2 層的大部分井壓力值大部分為9.0~10.5 MPa，其中有10 口井壓力超過10.5 MPa，高壓井占7.8%，有2 口井壓力低于9.0 MPa，低壓井占1.6%。

3 同注層高低壓區(qū)調(diào)整對策

在對研究區(qū)的高低壓井進(jìn)行識別后，以聚?三元同驅(qū)層S3 層為層內(nèi)壓力干擾調(diào)整研究對象，為保持三元和聚合物驅(qū)同注層壓力平衡和油井液量要求，對研究區(qū)S3?1 層的低壓欠注井Z241?91 進(jìn)行增注調(diào)整，注入量由66 m3/d 提至90 m3/d，調(diào)整后對應(yīng)生產(chǎn)井Z240?90 產(chǎn)液量增加了43.4 m3/d，產(chǎn)油量提高了2.5 m3/d，增油效果較明顯，生產(chǎn)井Z240?90 增注前后產(chǎn)油變化如圖4 所示。

圖4 生產(chǎn)井Z240?90 增注后產(chǎn)油變化Fig.4 Production changes of Z240?90 after increased injection

生產(chǎn)井Z241?92 采液速度較低，動(dòng)液面較高為610 m，注采不平衡造成連通注入井Z250?93 憋壓，在對Z241?92 進(jìn)行提液調(diào)整后，產(chǎn)液量從57 m3/d 提升到70 m3/d，提液后注入井Z250?93 近井憋壓現(xiàn)象減弱，且油井日產(chǎn)油增加2.1 m3/d，增油效果較明顯，生產(chǎn)井Z241 ?92 提液前后產(chǎn)油量變化如圖5所示。

圖5 生產(chǎn)井Z241?92 提液后產(chǎn)油量變化Fig.5 Production changes of Z241?92 after increased liquid

注入井Z252?90 與生產(chǎn)井Z251?98 間滲透率過低，儲(chǔ)層物性差，驅(qū)油劑滲流阻力大，導(dǎo)致注聚井Z252?90 壓力過高，后對生產(chǎn)井Z251?98 進(jìn)行壓裂改造，改善注入井與生產(chǎn)井間的滲流特性，調(diào)整后，注聚井的壓力降低明顯，調(diào)整后油井日產(chǎn)液量增加28.8 m3/d，日產(chǎn)油增加1.6 m3/d，增油效果明顯，且油井Z251?98 調(diào)整前后油井增油狀況如圖6 所示。此外，對X 研究區(qū)共12 口高低壓油水井進(jìn)行調(diào)整后，兩驅(qū)層的高低壓力區(qū)的相互干擾現(xiàn)象得到有效治理，同時(shí)產(chǎn)液量較低的油井產(chǎn)液量和油量都增加明顯。

圖6 生產(chǎn)井Z251?98 壓裂后產(chǎn)油量變化Fig.6 Production changes of well Z251?98 after fracturing

4 結(jié) 論

（1）通過數(shù)值模擬、理論分析和統(tǒng)計(jì)計(jì)算，得出水?聚、聚?三元、水?三元在高含水的同開發(fā)層系同驅(qū)時(shí)，儲(chǔ)層局部產(chǎn)生高低壓區(qū)域，其原因主要是兩種驅(qū)油流體同注時(shí)，由于不同驅(qū)油劑黏度差異，而油井對液量要求相當(dāng)，引起不同區(qū)域驅(qū)替壓力不均衡，高黏度區(qū)油藏壓力偏高，低黏度區(qū)壓力偏低，造成在高低壓過度區(qū)域油井液量較低，產(chǎn)油量下降。

（2）通過理論分析和實(shí)際井的壓力計(jì)算得出，同驅(qū)層區(qū)域在兩種驅(qū)油劑進(jìn)行同驅(qū)過程中，不同驅(qū)油劑驅(qū)替區(qū)域間壓力相互干擾程度依次為聚?三元同驅(qū)< 水?三元同驅(qū)<水?聚同驅(qū)，即同驅(qū)層內(nèi)，兩種驅(qū)油劑間的黏度差異越大，最終產(chǎn)生的層內(nèi)平面干擾也就越嚴(yán)重。

（3）通過井點(diǎn)壓力監(jiān)測，得出了X 研究區(qū)的異常高低壓井的井區(qū)，并針對典型井Z240?90、Z241?92、Z251?98 等進(jìn)行了生產(chǎn)參數(shù)及儲(chǔ)層物性壓裂、增注、提液改造，使高壓力井區(qū)儲(chǔ)層滲流阻力改善，最終研究區(qū)在兩驅(qū)同步進(jìn)行時(shí)，壓力更加平衡，油井調(diào)整后產(chǎn)液量和油量都有所增加，且調(diào)整后油井穩(wěn)產(chǎn)期都較長。