化学驱末期单元差异化延长实现效益化开发

[摘 要]孤东八区3-4单元2012年6月开展二元复合驱，已进入高峰见效末期。利用开发效益指标预测与经济评估相结合的手段，采取差异化延长注聚的方式，配套提质提效技术，延长有效井组，去除无效包袱，提高聚合物利用率，实现了单元的提质提效及采收率的进一步提升。

[关键词]差异化延长 ；不稳定注采； 回返井治理

中图分类号：TE35746 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）29-0133-01

1 基本概况

孤东八区位于孤东油田南部，孤东披覆背斜翼部，是由北、南、西三条断层控制的自然区块，北与七区相邻，西与四区相邻，南与九区相邻，构造简单，西高东低。

八区3-4二元驱选取Ngs32、42、44、45四个小层，含油面积3.0km2，地质储量420×104t。二元驱方案设计段塞0.55PV，预计提高采收率9.1%，累增原油38万吨。

2 单元高峰末期开发特征及存在问题

2.1 注采特征分析

从注入状况上看，整体注入状况良好，压力上升平稳且保持较好，与注聚前相比，油压上升4.4MPa，平面压力分布较均衡。单元渗流阻力持续增大，聚合物第一段塞阻力系数为1.4，第二段塞阻力系数2.0，单井启动压力上升，吸水指数下降。

从采出状况上看，二元驱2012年11月（0.06PV）初见效，2014年4月（0.27PV）进入高峰，日油上升183吨，含水下降8.1%。单元见效率100%，正见效和高峰井49口，占总井80.4%，日油242.1吨，占总产量的89.3%；回返井7口，占总井数的11.5%，日油15.6吨，占总产量的5.8%。单元见聚率93.4%，见聚浓度263mg/l，通无大于500mg/L高见聚井。

2.2 单元存在问题

单元进入化学驱第五年，局部井区油井降水增油高峰后出现回返，形成高渗条带，油井高见聚含水回返；局部边滩发育及主河道出砂堵塞油井低液采不出，降水增油效果较差。回返井含水已接近甚至与注聚前持平，现井网及注采条件下进一步化学驱潜力较小。同时，单元将用尽方案设计干粉量，经数值模拟跟踪研究后发现整体延长化学驱年吨聚增油仅14.2吨/吨，效益较差。因此，针对单元井组见效不均衡的状况，为进一步提升单元采收率，有必要采取差异化延长，把有限干粉用在刀刃上，实现提高采收率及效益最大化。

3 差异化延长技术研究及效果

3.1 差异化延长原则

单元进入注聚末期，以“延长增油高峰期”为核心，通过差异化延长和回返井治理来改善开发效果。针对单元及井组见效不均衡的状况，以效益开发为目标，采取层次优化，差异延长，把有限干粉用在刀刃上，实现提高采收率及效益最大化。首先是根据单元的整体趋势预测和延长效益测算，确定单元延长的方式；其次是在确定的延长单元内根据相应差异化延长原则优选有效益的延长井组。

单元处于增油高峰且整体见聚浓度不高，原则上整体延长注聚，对局部效益差的井组实施转流线间关和转水驱：①采取效益优先原则，增加用量吨聚增油高于18吨/吨的井组保留注聚；②保留注聚井组单井平均日油要大于3吨以上且综合含水在93%以下井组；③保留注聚井组要成片分布，零散有效井组原则上也要转水驱，同时兼顾均衡注采原则分别实施间关和转水驱；④保留注聚井区要集中在注入PV少且见聚浓度低的井区，见效态势上处于见效初期及高峰期的井区；⑤综合井区见效阶段、见聚浓度、油水井况等因素预测井区效益。。

3.2 差异化延长效益测算方法

计算方法：以水井为中心测算，即水井对应油井延长后劈产累增油量，除以水井延长所注入干粉用量。

关键是油井累增油的劈分及测算，首先根据同类单元递减规律及数值模拟研究绘制单元油井分类型年增油递减率模板，再分井区进行单井累增油计算。

3.3 差异化延长井组筛选

测算后单元平均吨聚增油19.0吨/吨，其中吨聚增油小于18吨/吨的井组11个，大于18吨/吨井组26个，同时结合差异化延长原则进行筛选。单元整体部署停注聚12个井组，延长注聚井组25个。

3.4 优化注采结构调整，延长单元注聚效果

根据油水井注采强度、见聚、注入PV和地层能量等情况，油水井联动分析，持续优化井组、井区、单元注采结构，通过“提”“限”“调”相结合，实现井组、井区、单元的注采结构均衡，提高见效率和见效幅度。共实施优化调整15个井组。

4 配套提质提效技术研究

4.1 注采优化调整技术

根据井区见聚、注入强度、注入PV、地层能量和平面注采均衡情况，分井区分井组进行注入量及注入浓度的调整；单井液量根据目前采液强度、见聚情况及平面均衡情况实施调整。边界井均衡水驱和聚驱注采，保证聚驱效果，转水驱和间关井区控制采液速度，转变高渗条。

4.2 不稳定注采技术

局部油水井之间存在主流线高渗条带，油井高见聚，水井低压，在常规调剖技术的基础上，配套注入井计关、高液高见聚油井限液，一定程度上改变流场，挖潜分流线剩余油。不稳定注采技术分两个轮次实施间关，同时配套对应高液高见聚井限液或者间关措施，以三个月为周期，实施不稳定注采，挖潜分流线剩余油。

4.3 低液井治理提液技术

一是治理边滩“双低”油井，动用低渗区段。针对层薄、泥质含量高、连通性差的边滩低液井，通过实施扩射和储层改造。二是治理主河道堵塞油井，提高单井产能。

4.4 回返井综合治理技术

针对高峰末期含水回返井区比例逐渐增大的问题，开展成因分析及潜力调查，围绕转流场制定针对性调整对策，实施后效果明显。一是优选砂体边角或油井排转注回返油井，改变注采流线，挖潜油井井间剩余油。二是简化注聚层段，卡封无潜力的低压注入层，强化低渗层注入。三是治理窜聚油井，卡封出聚层或封堵出聚段，强化弱驱层段动用。

5 结论与认识

通过差异化延长注聚，单元年递减率22.5%，低于同型停二元单元。在稳定单元产量的基础上，大幅减低单元的开发成本，实现了单元的效益化开发。差异化延长前后对比，单元各项成本都不同程度下降，吨油完全成本903元吨，属于盈利高效单元。

差异化延长是进一步提升开发效益的有效手段，配套提质提效技术，可以进一步挖掘增油潜力，杜绝无效干粉注入，确保注入干粉得到有效利用，实现“好钢用在刀刃上”。

参考文献

[1] 窦之林等，《孤东油田储层研究与开发》，石油工业出版社，1998.

[2] 毕义泉、王端平.2013.胜利油田高效开发单元典型实例汇编.北京：石油工业出版社.

[3] 孙焕泉.2000.胜利油田不同类型油藏水驱采收率潜力分析.油气采收率技术，7（1）：32-37.