双河Ⅲ油组聚驱后期改善开发效果实践及认识

［摘　要］　双河油田Ⅲ油组是双河Ⅱ类储量聚驱单元，注聚后期单元面临着产液能力降低、分层动用不均衡、平面聚合物窜流等问题，制约聚驱后期聚驱效果的进一步扩大。文章结合双河油田油藏地质特征及开发现状，提出聚合物驱后期改善开发效果的主要技术对策，通过实施，使产量在高峰期保持稳定，进一步扩大聚驱效果，为其他聚驱单元的开发提供经验借鉴。

［关键词］　河南油田；双河3油组； 二类储量； 聚合物驱；调整技术

［作者简介］　王慧慧，中石化河南油田分公司第一采油厂助理工程师，研究方向：油田开发工程研究，河南　桐柏，474780；金东丽，河南油田分公司第一采油厂助理工程师，河南　桐柏，474780；魏宏，河南油田分公司第一采油厂助理工程师，河南　桐柏，474780；秦菲，西南石油大学石油工程学院应届毕业生，四川　成都，610500；潘彦珍，河南油田分公司石油工程技术研究院高级工程师，河南　南阳，473132

［中图分类号］ TE327 ［文献标识码］ A ［文章编号］ 1007-7723（2012）04-0045-0005一、 油藏地质特征及开发现状

（一）油藏地质特征

双河油田Ⅲ油组位于双河油田南部鼻状构造倾伏端的②号断层北部，主体被①号断层分割成437块和北块。双河Ⅲ油组属于构造岩性油藏，储层砂体为扇三角洲沉积，沉积层粗细混杂，分选差，以巨厚的粗碎屑为主，岩性以砾状砂岩和含砾粗+细砂岩为主，胶结物以泥质和灰质为主，孔隙式胶结，层间层内夹层较为稳定。储层非均质程度较高，透率变化范围0.105μｍ2～3.742μｍ2，渗透率级差21.80，变异系数0.773，突进系数6.57。 Ⅲ油组油层温度76.0℃,地下原油粘度6.5mPa·s，总矿化度6313mg/L。

（二）开发现状

双河Ⅲ油组1977年底投入开发，经历了基础井网开发阶段，层系细分综合调整，井网一、二次加密调整，局部井网完善调整阶段和聚合物驱阶段。截至2009年12月, 单元采油井开井28口，日产液1674.4t/d，日产油量153.1t/d，综合含水90.9%，采油速度0.81%，采出程度44.4%。注聚井开井18口，日注水量2007m3/d，月注采比1.16，累积注采比0.94，累计注入0.3957PV，聚驱累计增油6.7945×104t，吨聚合物换油15.36t/t，阶段提高采收率1.92个百分点，压力保持水平65.5%。

二、聚驱后期制约持续见效的影响因素

双河Ⅲ油组2006年8月开始注聚，前期经过注聚井网的调整、注入井前期调剖、采油井分步完善补孔，以及对注聚浓度、注采比的调整，单元取得了较好的开发效果，聚驱对应油井31口，见效23口，见效率74.2%，高峰期日产油由注聚前的110t上升到167.8t，上升了48.4t，含水降幅较大，由95.2%下降到90.4%，下降了4.8个百分点，比预测值92.9%低2.5个百分点，但由于单元产液量降低、油层动用厚度低及部分井窜流严重等因素严重制约着单元聚驱效果的持续扩大。

（一）单元产液量下降幅度大，影响聚驱效果

在聚合物驱开发过程中，产液水平都会有所下降，但产液量下降幅度过大，不但增油效果变差，稳产期也缩短，进而影响了聚驱效果。双河Ⅲ油组注聚过程中单元日注水平保持持续上升趋势，由1922m3至2356 m3，注采比也持续上升，由0.8提高到1.36。因此，单元地层压力保持水平也持续上升，由51.3%上升至65.5%，但油井动液面及日产。液量持续下降，平均动液面由885m下降至1219m，日产液量由2372t下降至1674.4 t，致使双河Ⅲ油组自2008年进入见效高峰期以来，含水持续下降，且一直低于聚驱预测含水值，但从聚合物驱产量预测图（见图1）上看，日产油持续呈平台走势，且低于聚驱预测日产油曲线。造成单元油井产液量持续下降的原因，除了注聚合物后油层渗流阻力增加、产液能力下降外，主要有以下三方面因素：首先，储层物性差，造成油井生产能量不足，这类油井主要位于上倾尖灭区，物性较差，长期注水不见效，产液能力一直较低无法见到注聚效果。其次，因聚合物堵塞，导致产液量下降的井有3口，影响日产液量178t/d。

另外，因注入段塞不连续，造成对应油井产液量下降，这种类型主要是中心井K315井组，由于频繁固井停注以及相邻井作业，累计影响注入量12.5×104m3，造成对应油井能量降，井组产液量由最高的410.0t/d下降至253.5 t/d，日产液量下降了156.5 t/d。

（二）储层非均质性严重，造成油层动用厚度低

双河Ⅲ油组储层砂体为扇三角洲沉积，储层非均质性导致层间干扰严重，吸水剖面不均匀。近两年注水井同位素吸水剖面统计表明，注聚后期吸水状况两极分化，43.9%的厚度吸水差或不吸水，18.9%的厚度吸水极好。近几年的产液剖面结果表明： 注聚期间6口，产液强度大于10 m3/d.m的层数有6层，占总测试层数的20.0%，厚度仅占13%，但产液量却占总产液量的43.0%，产油量占47.0%；另外，仍有占总测试厚度47.0%的层不出液或产液低。

根据注聚井的吸水剖面资料和油井的各种监测资料，并结合动态分析，把累积注入量和累积产油量劈分到单层，计算出各小层的动用状况。从劈分结果看，各小层的动用状况也不同（见表1），双河Ⅲ油组Ⅲ1注入804.9×104m3、采出926.6×104m3，达到60%以上，其中主力油层中的Ⅲ12和Ⅲ13和Ⅲ22小层吸水好，而Ⅲ11、Ⅲ21、Ⅲ23层相对较差（见图2）。纵向上动用不均匀，这就导致了注聚过程中的单层聚窜情况较为严重，同时也造成了油井见效在小层上的差异，其中，Ⅲ1层见效率达到72.4%，Ⅲ2层见效率达到36.8%，Ⅲ3因层间干扰注不进，目前没有见效井。

可以看出，双河Ⅲ油组动用程度差别很大，注入和采出较好的Ⅲ12、Ⅲ13、Ⅲ22.小层也是注聚过程中见效较好的，而其他动用差的层则见效也较差，在目前分注工艺条件限制下，这些层难以形成聚驱见效接替，是双河Ⅲ油组注聚后期聚驱效果难以扩大的主要原因。

3.聚合物平面窜流严重，影响聚驱后期开发效果

双河Ⅲ油组沉积类型以水下分流河道为主，层间、层内非均质严重，长期的注水开发易形成大孔道、高渗透条带，储层注聚后在大孔道内极易形成聚窜通道，聚合物在油井突破后，油井生产表现出聚合物产出浓度上升快，日产油降低，含水回升。虽然注聚前进行了整体调剖，但调剖效果差，剖面并未得到有效改善，注聚后油井很快发生平面窜流。

2009年统计产出液浓度大于100mg/L的高见聚油井14口，其中产出液浓度大于300mg/L的有5口，并发生聚窜。

双河Ⅲ油组主体部位被1号断层切割，注采单对应关系差，单、双向对应率分别为23%和53%。统计了5口聚窜的注采对应关系，结果表明：5口井中单向对应的有2口，双向对应有2口，三向对应的仅有1口， 这说明注采对应率低方向性强是导致油井窜流的重要原因。

三、改善聚驱效果技术对策

针对双河Ⅲ油组聚驱后期存在的问题，为了改善聚驱效果，在结合注聚后期剩余油分布的基础上，提出了扩大聚驱效果技术对策。

（一）细化评价、分类治理，提高单元产液量

双河油田Ⅲ油组目前正处于见效高峰期，但由于单元产液量降低，为下步层系在见效高峰期保持平稳运行带来了很大危胁，因此为保证聚驱开发效果，必须对单元目前未达到配液井实施有效提液。

根据产液量下降原因分析，对不同类型欠液油井采取不同的治理措施，同时，根据产出液浓度和沉没度对单井进行评价，对有提液能力的井进行提液，具体如下：

1. 对储层物性差，造成油井见效差，能量不足的井压裂： 2011年4月先后对侧T458、侧J403井压裂，措施后日产液由25.0 t/d上升至48.0t/d，日产油1.9t/d上升至3.4t/d。

2. 对长期封堵层评价动用：双河油田Ⅲ油组在注聚初期和中期，对一些特高含水层和聚窜层实施封堵，有利于提高地下存聚率，建立有效的渗流阻力场，达到改变平面液流方向，扩大聚合物波及体积的目的。但这些层若在注聚过程中一直封堵，则会人为地减少储层动用厚度，造成聚驱储量损失。通过对剩余油动态运聚再富集条件研究，对K312、T3107井长期封堵层段评价动用，措施后日产液由24.1 t/d上升至114.0t/d，日产油5.9t/d上升至21.4t/d，含水由75.5%到81.3%。

3. 对具备提液条件的井提液：目前还有一些井虽然达到配液要求，但是注采关系好，地层能量充足，如4011、T3103、T116、H326、J4012井，经过对这些井的含水、产出液浓度、能量状况、注采对应情况及目前见效状况综合评价，实施了提液增效。

通过以上措施，双河Ⅲ油组日产液量提高296.2t/d，日产能增加了31.9t。

（二）完善边部注采井网，提高储量动用程度

双河Ⅲ油组油水边界附近聚合物驱井网控制程度低，注聚后期，随着内部注入量的增加，内部注聚井和边水之间的压力平衡区易形成剩余油富集区。理想模型研究结果表明，边水侵入形态受油水边界附近井网特征控制，多为波状形态，因此在没有油井控制的波状区域形成剩余油富集区，2010年通过对双河Ⅲ油组聚驱阶段边水区见效特征、注入采出状况等动态资料分析，利用过路井在边水区域实施挖潜2口井，取得了好的增油效果，日增产能9.8 t/d。

（三）井间分采，促进中、低渗透层聚驱见效，扩大聚驱效果

双河Ⅲ油组油层以中厚层为主，油层叠合差，但在部分井区叠加厚度最大达到25m，由于层间层内渗透级差大，仍有部分井区中低渗透层及主力层的低渗透段动用差或未动用，如：H2213井主力层是Ⅲ11、Ⅲ12、Ⅲ13，从2010年产液剖面可以看出，主要出液层Ⅲ12、Ⅲ13，但在主力层Ⅲ13下部因物性差出液差（见图3），由于夹层条件限制，无法进一步细分开采造成层内中低渗透层动用差。2010年6月对部分井根据吸水剖面，识别纵向潜力层段，通过历史注采井网恢复和动态调整变化响应特征，确定潜力段平面分布范围和剩余油成因类型，结合产液剖面评估潜力段产液能力，在综合研究的基础上，利用过路长关井和低效井补孔中低渗透层实现与双河油田Ⅲ油组井井间分采，措施后，3口井平均生产有效厚度由13.8m上升了18.8m，滲透率级差由8下降至4.9，有效促进了低渗透层动用。

（四）运用平面液流转向技术，分类治理聚窜井

由于平面上地层物性的差异以及对应关系的差异，导致自注聚以来不同部位聚窜井不断增加，2009年达到5口，影响产能15t/d，平均产出液浓度330mg/L。目前单元聚窜井对应注聚井注入压力均达到19.0MPa以上，调剖因压力已没有上升空间而无法实施，根据油井窜流程度、剩余油分布状况、平面注采关联程度等，采取配套技术措施治理合物窜流：对窜流不太严重区域，通过注采调整实现液流转向，改变定势的流线场，使聚合物转向驱替波及程度低的弱势方向，达到减缓聚合物窜流，扩大波及体积的目的；对单井点严重窜流井，封堵特高含水窜流层。

2010年以来通过酸化、补孔、高压增注等手段改善不吸水层，平衡井间注入，同时对8口注聚井进行13井次配注调整，对单井聚窜严重的3口井实施了关井和机堵聚窜层，4口井聚窜得到控制，对应10口油井见到调整效果，日增产能13.3t/d。

四、实施效果

通过一年半的调整，双河Ⅲ油组聚合物驱取得了较好效果，对应油井见效率进一步提高，对应井32口，见效井27口，见效率84.4％（见图4），产量在高峰期保持稳定。截至2011年6月，单元累积增油12.4344万吨，提高采收率5.3％，吨聚合物换油率19.0t/t，聚驱运行趋势好于预测曲线。

五、结论与认识

1．单元产液量持续下降，需要通过储层改造、提液等提高油井产液量，稳定聚驱效果。

2．注聚后期，在油层厚度大渗透率级差大的区域，应利用过路长关井、低效井进行井间分采，动用低渗透层。

3．动态调整技术是促进油井同时见效、多层见效的重要手段，注聚后期，调整好平面矛盾，使聚合物从高见聚方向向见效差方向转移。

［参考文献］

［1］刘富洲,彭文忠,王化鸽,等.河南油田不同类型油藏聚合物调驱技术研究与应用［J］.石油地质与工程,2009，23（3）.

［2］薛国勤,孔柏岭,黎锡瑜,等.河南油田聚合物驱技术［J］.石油地质与工程,2009,23（3）.