南四东聚驱区块综合治理措施

摘 要：根据南四东部聚驱区块沉积相特点、聚前水驱空白阶段生产动态资料，针对投产后部分注入井注入压力高、注入纵向上注入差异大以及采出井产液能力低、产量大幅度递减等问题，从油层发育状况差、剩余油饱和度等方面分析原因，提出相应措施意见。结合砂体的发育状况，采取聚合物驱层位重新组合等治理方法，改善这部分井的水驱开发效果。

关键词：沉积相 聚合物驱 剩余油 油层

萨尔图油田南四区东部位于大庆长垣萨尔图油田南部，北起南三区三排，南至南四区三排，西接萨大公路，东到葡Ⅰ组内油水边界线。目前采出水矿化度4034.85mg/l；PH值为8.5，现采用四套井网进行开采。南四区东部葡Ⅰ组油层属河流-三角洲沉积，主要受控于松辽盆地北部物源的中部和东部，形成了水体浅而静、沉积体系单一、分异较差、相序不完整的三角洲朵叶体的复合体沉积序列。

一、区块开发综合治理分析

1.1油层发育差地区开发现状

南四区东部聚驱开发区块油层发育差地区共有注入采出井36口，注入井14口，采出井22口，目前由于地层不吸水关井2口。这部分井平均射开砂岩厚度7.3m，有效厚度3.9m，启动压力9.89MPa，平均注入压力10.74MPa，平均日注水68m3；连通采出井平均射开砂岩厚度8.7m，有效厚度5.9m，平均单井日产液75t，日产油3t，含水96.0%。

1.2综合治理地区沉积特征

综合治理地区葡Ⅰ组油层总体上属于三角洲前缘相沉积，平均钻遇砂岩厚度17.7m，有效厚度8.6m，有效厚度≥1m的油层钻遇率31.2%，厚度比例占总钻遇有效的69%，河道砂钻遇井点比例7.7%，主体砂34.0%，非主体砂18.6%，表外层22.3%，220m井距条件下河道砂连通厚度比例24.6%，多向连通厚度比例只有6.6%。葡I5～7层平均钻遇砂岩厚度7.3m，有效厚度3.5m，河道砂钻遇井点比例6.8%，主体砂井点比例42.4%，非主体砂井点比例20.5%，表外井点比例30.2%。葡Ⅰ组油层发育两种类型砂体：

（1）枝-坨过渡状三角洲内前缘砂体。包括葡I1a、I1b、葡I2a、葡I2b、葡I2c单元，河道砂体呈不规则条带状断续分布，单一河道宽150m左右，河道砂明显变薄，钻遇率低，连续性差，但砂体内部连通较好，河间沉积物多呈土豆状、条带状或片状分布，尖灭区大面积发育，约占整个内前缘面积的30-50%。

（2）坨状三角洲内前缘砂体。包括葡I3a、3b、4、5+61a、5+61b、62a、62b、7单元，水下分流河道以坨状形式分布在席状砂之间，连续性较差，河道较窄。薄层砂占据了内前缘相的绝大部分面积，其余为少量零散分布的表外储层和泥岩所充填。

1.3聚驱注聚层位重新组合和井网的进一步加密调整可行性分析

（1）聚驱注聚层位重新组合。依据砂体的发育、沉积特征及水淹状况上基本一致原则，为提高井网的控制程度，将南四区东部葡I1～4油层发育差的部分井区聚驱开发层系重组为葡I1～7层。葡I1～4、葡I5～7油层沉积特征相似：综合治理地区葡I1～4层与葡I5～7层在油层发育上基本一致。南四区一次加密调整的对象主要为萨、葡差层，油层发育较好的葡I5～7河道砂只在个别井点射开，据吸水剖面统计，葡I5～7层的吸水比例为10%，分析认为聚合物层位重新组合对水驱井影响不大。

（2）井网进一步加密调整能缩小井距，提高井网的控制程度。在现有精细地质研究的基础上，对加密后砂体钻遇发育连通状况进行了预测。

a.南四区东部油层发育差的北部地区。方案一：葡I1～4油层直接注聚；方案二：补射葡I5～7层，聚驱层系组合为葡I1～7层。数值模拟预测，见图1。补射葡I5-7层，进行注聚层位的重新组合后，采收率由17.32％提高到18.22％，含水比重组前多下降3.1个百分点；聚合物驱层位重新组合为葡I1-7层后，财务内部收益率达到19.0%，比重组前提高了5.1％，投入产出比由重组前的1：0.8提高到1：1.4。因此，南四区东部油层发育不好的南部地区聚合物层位重组是改善聚合物驱开发效果行之有效的调整方法。

b.南四区东部油层发育差的南部地区。方案一：葡I1～4油层直接注聚；方案二：葡I1～4油层加密调整后注聚；方案三：补射葡I5～7层，聚驱层系组合为葡I1～7层；方案四：加密调整的同时补射葡I5～7层，聚驱层系组合为葡I1～7层。在注入速度0.10PV/a、聚合物用量570mg/L.PV的条件下，对四个方案分别进行了预测，见图2。数值模拟预测南部地区含水达98%时不同方案的效果。但由于南部地区葡I5～7层发育相对较差，而且考虑到今后南四区以南地区整体的规划部署，因此南部地区暂不进行层系重组及葡I1～4油层的加密调整。

图2 不同方案的含水、采出程度预测曲线

二、区块综合治理方案

（1）南四区东部葡I1～4油层发育差的北部地区，以注入井为中心，补射葡I5～7，增加地质储量，提高井网的利用率。南四东葡I1～4油层发育差地区的北部葡I5～7油层发育较好，作为聚合物驱注聚层位重新组合的井区。目前平均注入压力11.09MPa，平均日注水84m3；平均单井日产液81t，日产油3t，含水96.3%。葡I5～7层平均钻遇砂岩厚度6.4m，有效厚度4.1m，地质储量63.92×104t，补射葡I5～7层，聚驱层位葡I1～7，平均钻遇砂岩厚度14.8m，有效厚度9.2m，地质储量166.57×104t，水驱油井利用3口，封堵2口。

（2）南四区东部葡I1～4油层发育差的南部地区，立足于现井网措施改造。南部地区井网加密及注聚层位重新组合意义不大。由于南四区东部各井组之间油层发育存在明显差异，要求根据不同井组的实际注入能力和油层发育状况设计油层发育差地区的注入参数，考虑到补射的葡I5～7层吸水能力较葡I1～4层强，建议采用分层分压装置，实行分质注入。

三、配套挖潜措施

3.1强化注入井的综合调整工作，提高储层动用程度和供液能力

（1）优化调剖措施，提高储层动用程度。对注入压力较高、存在高渗透条带吸水层的6口井实施颗粒调剖，平均注入压力上升3.69MPa，视吸水指数下降0.14m3/d・m・MPa，高渗透吸水层的吸水比例下降了21%，全井吸水有效厚度比例上升了41%。

（2）加大提高单井配注及措施改造力度，减缓注采失衡现象。对注入压力升幅较低、注入量高而剖面吸水均匀的28口注入井上调配注量。平均注入压力下降0.82MPa，日增注入量356m3，提高阶段区块注采比0.04。

3.2优化采出井压裂措施，改善开发效果

（1）采取压裂措施，对低效井进行挖潜。针对油层发育差、产液和供液能力低且无下调采出参数空间的10口井，采取多裂缝宽短缝压裂措施。措施后有效井9口，占措施井总数的90%，日增液632t，日增油99t，综合含水上升0.2个百分点，沉没度增加249m。

（2）加大换泵力度，放大生产压差，有效提高单井产能。措施后有效井8口，占措施井总数的72.7%，日增液954t，日增油28t，综合含水上升0.5个百分点，沉没度下降257m，有效地改善了区块开发效果。

四、结束语

依据新井、老井动静态资料对南四区东部葡Ⅰ1～4聚驱开发油层各项特征进行重新认识，并结合聚驱开发经验对各项注入参数进行对比、优选，为整体提高区块开发效果奠定了坚实的基础。为油层发育不完善地区的聚驱开发提供了指导思路。

参考文献：

[1]隋军、赵翰卿等.大庆油田河流―三角洲相储层研究[M].石油工业出版社，2000，8-15.

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