3二元复合驱开发效果评价及下步意见'> 孤岛油田中一区Ng3二元复合驱开发效果评价及下步意见

前言

胜利油区经过三十多年的开发，大部分油田面临着含水高、采出程度高、剩余采油速度高、储采比低的开发形势，进一步提高原油采收率已经成为十分迫切的任务。近年来，提高采收率技术得到迅猛的发展，聚合物驱油技术已完善配套，复合驱油技术也取得了突破性的进展，泡沫驱等新型驱油技术经过攻关，也逐步走向矿场。

一、概况

1 地质概况

中一区Ng3单元位于孤岛油田主体部位的顶部，南北被一号、二号大断层切割，东西两边分别与中二区和西区自然连接。岩性以粉细砂岩为主，胶结疏松，出砂严重。构造简缓，南高北低，油藏埋藏浅。二元复合物驱先导试验位于中一区Ng3单元北部井区，含油面积1.9km2，地质储量475×104t，孔隙体积836×104m3，设计注入井21口，受效油井32口。

2 开发简历

中一区馆3单元原为Ng3-4合采，1971年9月投入开发，1974年9月以270×300m的反九点注水方式投入注水开发，1983年10月进行了细分层系调整，Ng3、Ng4合注分采。1987年10月强化注采井网，形成了Ng3、Ng4分注分采的行列注采井网。1992年后又进行了局部细分加密调整，截止到目前已开发了38年，可划分为5个开发阶段：天然能量开发阶段、水驱开发阶段、聚合物驱开发阶段、后续水驱开发阶段和二元复合驱开发阶段。其中馆3扩大区在先导区实验成功后于1994年12月开始注入，1997年10月结束，累积注入量414pv×ppm。2006年12月实施二元复合驱先导试验，截止2010年5月份，试验区油井开井27口，日液水平3159t/d，日油水平115t/d，综合含水95.7%，平均动液面259m，水井开井18口，日注水平2102m3/d。

二、二元复合驱现状评价

1 二元复合驱段塞设计

二元复合驱实施前，试验区油井开井31口，水井开井20口，日液水平3462.4t/d，日油水平98.4t/d，综合含水97.2%，采出程度53.7%，累积产油255×104 t，注聚累积增油55.78×104t，提高采收率11.7%，在这种条件下二元复合驱要想再次见效困难是比较大的。

二元复合物驱实施三段塞注入方式：前置调剖段塞、二元主体段塞、后置保护段塞，目前正在实施二元主体段塞阶段。

2 二元复合驱段塞完成情况

试验区从2006年12月20日开始注入，2007年12月19日转第二段塞，到2010年5月底，累积注入时间1259天，完成设计的90.4%，完成段塞尺寸0.37PV，完成设计的85.7%，聚合物用量4905.43t，完成设计的78.7%，石油磺酸盐用量7524t，完成设计的102.2%，表活剂用量3009.5t，完成计划的119.9%。

3 二元复合驱整体特征

经过这几次整体调整，试验区的含水是呈现稳中有降的趋势，日油水平逐步上升。截至2010年5月，二元复合驱开油井27口，日液水平3159t/d，日油水平115t/d，综合含水96.7%，平均动液面259m，开水井18口，日注水平2102m3/d。与2006年12月二元复合驱实施前对比，日液水平下降723t/d，日油水平上升20t/d，综合含水升下降1.5%，平均动液面上升41m，日注水平下降14m3/d。

三、存在问题剖析及措施效果

1 油井存在问题：

1.1井网逐渐不完善，高出聚关井造成采液井点缺失

该井区自试验以来出聚井不断出现，截至目前高出聚井有9口井出现高含水高见聚现象，平均见聚浓度为176mg/l，其中5口井（GD1-18N17、GD1-17-614、GD1-16-19、GD1-17N19、GD1-16-419）因高含水高出聚关井，1口井GD1-17G21因高出聚并伴随事故关井，严重影响了井网的完善程度。

1.2低液井治理难度大

从试验井区的液量来看，液量小于30t/d的有4口井。其中GD1-15X522井位于二元驱北部断层边部，斜度大、油稠、采液难度较大，日液水平一直较低。GD1-15-019该井由于一直带病生产，套变位置1193.34m，因此限液生产。GD1-17N521井供液能力比较差，液面较深，对应注水井点注不过来，导致采液困难。GD1-18N021井位于二元复合驱北部，与中二北相接壤，该井出砂严重，多次进行防砂作业效果较差，并且该井原油粘度较高，常规采油困难较大，液面一直较深，日液水平一直低于30t/d。

1.3试验区内35层与42层隔层厚度发育差，窜聚现象严重

中一区馆3单元35层与馆4单元42层隔层发育相对比较薄，隔层发育较差的GD1-15-815的35与42层的隔层厚度为0m。其中见聚最为严重的GD1-16N15井在1997-2000年馆4单元注聚期间，见到了明显的效果，转入后续水驱后进入了特高含水期，而在2006年12月份馆3二元复合驱实施以来该井实现了再次见效，并伴随出聚现象，而从井位上看该井正是位于隔层发育较差的井区，因此窜聚现象较为严重，2009年9月该井已经因高出聚高含水关井，关井后井区改变了液量方向，相邻馆3油井GD1-16-15的含水有所下降，因此可以看出隔层发育差对二元复合驱的开发效果有不同程度的影响。

2 水井存在问题：

2.1井网完善程度逐渐恶化

从试验以来注聚井的注入情况来看，表现在井网上是逐渐缺少了注聚井点，因事故关井，油压高不吸水，欠注比较严重，吐聚吐砂，堵塞地层严重导致全井不吸水等现象，致使注水井点缺失。平面上看由于北部井区整体压力高，采液井点因油稠、斜度大、出砂严重等原因采液量较低，因此一直存在注不进采不出的矛盾，因此该井区的井网完善程度有所欠缺。

2.2转入水驱后实施分层注水效果较差

该试验井区自2010年1月13日转入后续水驱后，持续了4个月的时间才实施了分层注水措施，从对10口注聚井实施分层作业后的注水效果来看，除了因压力高无法作业而搬下的两口井外，其余井均不同程度的发现了事故，因此被迫改为光油管注水，带病注水等，由于分层注水措施后出现的事故、吐聚返砂等严重问题严重制约了该井区的开发效果。

2.3平面上油压分布不均衡是贯穿于整个试验中的问题

从试验以来的井区油压分布上看南部油压相对较低，北部油压相对较高，注入第一段塞后从油压的上升幅度上看南部油压上升的幅度要远低于北部油压的上升幅度，为改善压力场，平衡压力关系，我们在2009年4月9日针对二元复合驱平面注采不平衡，北部注入井油压高、动液面低，南部注入井油压低、动液面高的情况，对单井注入浓度和注入量进行了整体调整。在取得了显著的调剖效果后，我们总结经验教训，根据停聚后见效井含水液面回返较快的现状，对目前油压相对较低的水井实施大剂量调剖，目前正处于快速回返阶段，需要及时进行调剖，改善注水剖面，有效封堵大孔道，实现控水稳油的目的。

四、下步工作意见

1 油井方面

1.1完善油井井网

对因高出聚高含水及事故关井的6口井建议扶井或打更新，在现有的技术水平下无法定出合理的措施，因此需要地质、工艺科研单位给予大力协助制定出合理有效的完善井网的计划，争取尽快实施以完善井网。

1.2低液井治理

由于试验区低液井均位于北部井区，而北部井区存在注不进采不出的矛盾，治理难度大，现有的低液井由于斜井斜度大、油稠、防砂难度大，经过多次治理效果较差，在这种情况下仍然需要地质工艺科研单位的大力支持，制定出合理有效的措施以尽快治理低液井，实现促效引效的目的。

2 水井方面

2.1逐步实现井网完善

针对目前不吸水井和欠注严重井建议实施大排量洗井和打更新井，以实现欠注井恢复注水量和完善井网的目的，具体是15-319打更新或者实施工艺解堵措施，GD1-14C819与GD1-14N19进行大排量洗井。

2.2针对目前油压相对较低的4口水井实施大剂量调剖

截至2010年5月见效井回返较快的井区4口水井油压均低于9兆帕，目前已制定了大剂量调剖计划，下一步有待于和地质工艺相结合制定出最后详细的调剖计划。

五、认识及建议

1.根据试验原理和开发动态，抓住合理的停聚时机是实现最好注聚效果的关键。

2.根据每个阶段的动态变化进行合理的整体调整是实现试验区良性开发的途径之一。

3.根据油水井动态变化优选调剖井，适时调剖是改善吸水剖面及产液剖面进而实现注聚增油的有效手段。

4.面对特高含水期日益变差的井况和更加突出的三大矛盾，只有更加深入细致的研究分析，进一步提高动态分析水平才能实现单元高效开发。