東部過渡帶葡一組油層三次采油開發效果分析

蘇學軍

（大慶油田有限責任公司第三采油廠，黑龍江大慶163113）

東部過渡帶葡一組油層三次采油開發效果分析

蘇學軍*

（大慶油田有限責任公司第三采油廠，黑龍江大慶163113）

東部過渡帶葡一組油層聚合物驅及聚表劑驅開發效果均較差，通過對區塊地質特征及動態特征進行系統分析，認為影響區塊開發效果的主要因素是儲層砂體發育窄小、分布復雜，位于不利構造部位，聚合物用量低及剩余油潛力小。

開發效果；儲層砂體；單斜構造；聚合物用量

薩北油田一類油層主要指葡一組油層，純油區葡一組聚合物驅后逐步進入后續水驅，北過一條帶葡一組正在注聚過程中，注聚效果較好，目前只剩東部過渡帶葡一組油層注聚效果較差，對東部過渡帶葡一組油層開發效果進行細致剖析，有利于指導東部過渡帶剩余油繼續挖潛。

1 區塊概況

東部過渡帶位于大慶長垣薩爾圖背斜構造東部邊緣，總體上為西高東低單斜構造格局，垂直落差近50m，地層傾角3.2°，為河流—三角洲沉積。目的層埋藏深度1120～1210m，破裂壓力15.4MPa，原始地層壓力11.9MPa，飽和壓力10.1MPa，地面原油密度0.91g/cm3，地下原油粘度16.3mPa·s，平均地層溫度45℃，原始地層水礦化度為6030mg/L，含蠟量27.8%，含膠量28.9%。

區塊1971年投入開發，經歷基礎井網、二次加密及一條帶主力油層聚驅三次調整，共形成三套井網：開采薩爾圖、葡萄花主力油層的基礎井網，開采薩、葡差油層的二次加密調整井網，開采葡萄花主力油層的聚驅井網。

2 葡一組油層發育特征

區塊葡一組油層物源為薩東中小河系，以河流—三角洲沉積為主，發育泛濫平原亞相、三角洲分流平原亞相及三角洲內前緣亞相，共6個沉積單元。PⅠ7-PⅠ4沉積單元是一水體向上變淺、巖性變粗旋回，反映了湖盆逐漸抬升，水體逐漸淤淺的湖退過程；PⅠ3-PⅠ1沉積單元是一水體向上變深、巖性變細旋回，反映了湖盆逐漸下降，水域不斷擴大、水體不斷加深的湖進過程。其中河道砂體發育最好的是PⅠ2、PⅠ3沉積單元(表1)。

表1 葡一組油層縱向分布特征表

區塊油層非均質性嚴重，南北向河道砂體延伸長、呈長條狀、坨狀分布，東西向河道砂體延伸較短，砂體寬度在300m左右；井之間河道砂體連通類型以二類連通為主；縱向上砂體以發育復合韻律為主、比例高達57.1%，主要由多期次砂體疊合而成，均質層比例僅為21.3%。

3 區塊開發效果

3.1 聚合物驅開發效果

區塊2000年9月投產，采用五點法面積井網，注采井距250m，共有采出井24口，注入井19口，平均射開砂巖厚度 15.3m，有效厚度 9.4m，平均滲透率0.432μm2，破裂壓力15.1MPa。空白水驅28個月后，于2003年1月開始進行聚合物驅開采，聚驅方案采用1400萬聚合物分子量，清水配制、清水稀釋，注入速度0.1PV/a，注入濃度1000mg/L。注聚后注入壓力上升快，注入壓力由注聚前的10.9MPa上升到14.2MPa，離破裂壓力1.2MPa，12口注入井注入壓力在14.0MPa以上，11口注入井間注，地層壓力分布不均衡，出現區域較高或較低現象，24口采油井只有7口采油井見效，由于注入狀況差，開展措施改造仍無法緩解注入難問題，于2004年10月停注聚，聚合物用量161mg/L·PV，區塊綜合含水94.1%，與注聚前相比只下降了0.8%，開發效果較差。

3.2 聚表劑驅開發效果

為改善開發效果，在區塊選取砂體發育相對較好區域開展縮小井距聚表劑驅油試驗，仍采用五點法面積井網，為8注13采3口中心油井，注采井距從250m縮小到175m，平均射開砂巖厚度15.7m，有效厚度10.5m，平均滲透率0.473μm2。試驗區選用B2型聚表劑，采用曝氧深度污水配制、稀釋，注入速度0.10PV/a、注入濃度800mg/L。試驗于2011年5月投注聚，注聚后注入壓力穩步上升，注入壓力由注聚前的11.7MPa上升到13.5MPa，注入粘度在5mPa·s左右；與注聚前相比，有效厚度吸入比例增加了7.1%，但吸入比例仍較低，只有66.7%。中心采油井含水在聚表劑用量為100mg/L·PV開始下降，在聚表劑用量為161mg/L·PV時，1中心油井與注聚前相比含水下降了3.4%，另外2口中心采油井含水分別下降了2.9%和1.5%。該用量下的薩北純油區一類油層，已經進入含水低值時期，與薩北純油區一類油層相比，開發效果仍較差。

4 影響開發效果因素分析

4.1 儲層砂體發育窄小、橫向變化大、接觸關系復雜多變

該區儲層砂體發育窄小，砂體呈窄條帶狀分布，井之間砂體連通復雜，以二類連通為主，在聚驅過程中發揮重要作用的河道砂體為多期次發育，井之間形成三類連通，導致平面矛盾大。從區塊6個沉積單元沉積相帶圖上可以看出，只有26.5%的井點分布在延伸長度在300m以上的河道砂體中，其余井點主要分布在延伸長度在150m的席狀砂體中，且被坨狀表外砂體或河間泥間隔，導致砂體橫向連通較差。采用250m或175m五點法井網，導致有注無采或有采無注，砂體控制程度較低，注入速度低，注入壓力上升速度快，地層壓力分布不均衡，區塊繼續注入困難。

4.2 單斜構造格局影響采出井的見效

區塊處于長垣背斜邊緣轉折處，為西部高、東部低的單斜構造格局，東西垂直落差近50m，地層傾角3.2°，構造起伏較大，平均每井垂直落差10m以上。

在聚合物驅開發過程中，該區塊表現出以下特征：①注聚期間，全區7口見效井中有5口處于構造相對高點；②后續水驅階段構造高點區域含水相對較低，構造低點區域含水相對較高；③在構造高點區域產液強度低，在構造低點區域產液強度高；④依據油氣向高點運移規律，選擇構造高點B1-2-P49井進行全井壓裂，全井有效厚度4.8m，高水淹層為2.6m，高水淹厚度比例為54.2%，壓裂前該井日產液26.3t，日產油4.0t，含水84.9%，壓裂后日產液61.1t，日產油12.1t，含水80.2%，日產油增加8.1t，含水下降了4.7%，取得了較好效果。以上開發特征表明，單斜構造格局對區塊開發特征具有非常重要的影響。

由于區塊為單斜構造，在砂體發育較差情況下，250m井距注入液體流動能力較差，向前推進過程中無法克服油氣重力分異作用影響，油氣向構造相對高處運移明顯，導致區塊受微構造特征影響顯著。而全區24口采出井有16口采出井位于構造相對低點，處于不利構造部位，影響采出井的見效。

4.3 聚合物用量未達到區塊快速下降期用量

由于區塊處于油水過渡帶地區，地下原油粘度較純油區高60%，含油飽和度也較純油區低；聚合物驅油機理主要為降低流度比，擴大驅替液波及體積，要達到與純油區相同的流度比，該區塊需要更大的注入濃度；同時該區塊含油飽和度相對較低，要驅替等量的油需要更大的波及體積，因此該區塊要達到與薩北純油區相同的效果，需要更大的聚合物用量。如同處過渡帶的北過一條帶東塊、西塊聚合物用量分別在193mg/L·PV、151mg/L·PV時進入含水快速下降階段，分別在496mg/L·PV、400mg/L·PV時進入含水最低點，而薩北純油區同階段聚合物用量分別在60mg/L·PV及200mg/L·PV左右。區塊在聚合物用量161mg/L·PV時停注聚，采聚濃度為50mg/L，而北過一條帶東塊、西塊在含水下降階段采聚濃度均在80mg/L左右，該區塊停注聚時聚合物還未形成段塞，聚合物用量未達到區塊快速下降時用量，由于區塊繼續注入困難而停注聚。

4.4 處于油氣聚集較差部位，剩余油潛力較小

由于該區處于長垣背斜邊緣，構造位置較低，為油水過渡帶地區，在油氣運移過程中，油氣聚集較薩北純油區相對較少，薩北純油區一類油層注聚前含油飽和度在54.7%～57.6%之間，而該區含油飽和度為50.7%；同時，在驅替過程中，由于區塊砂體發育差，井距過大，注采速度慢，油氣有繼續向構造高處運移趨勢，本區塊油氣向臨近區塊運移，導致本區塊采出井效果更差。如堪薩斯油田Ⅱ在1988年對6口井進行凝膠堵水，6口井都取得了明顯的降水效果，但增油效果不一樣，處于構造低位的3口井增油幅度較小，處于構造高位的3口井增油幅度較大，認為處于構造較高的油井具有較大的增油潛力，處于構造低位的油井剩余儲量較少，增油潛力有限。

5 下步挖潛對策

以上分析結果表明，要改善區塊開發效果，進一步挖掘剩余油，應從以下幾方面考慮：一是縮小區塊注采井距，提高聚驅控制程度，根據砂體發育規模及三次采油開采特征，建議注采井距在100～125m；二是優化三次采油注入參數，由于區塊砂體發育短小、平面矛盾大，地下原油粘度相對較高，含油飽和度相對較低，建議采用二元或三元復合驅，既提高驅替液粘度，同時降低油水界面張力；三是在井網部署及動態開發過程中考慮單斜構造格局，減少構造對開發的不利影響。

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TE35

A

1004-5716(2015)09-0023-03

2015-04-15

2015-05-15

蘇學軍（1976-），女（漢族），湖北石首人，工程師，現從事油藏開發方面的技術工作。