二元復合驅后油藏流場調整提高采收率技術
——以孤東油田六區Ng54～Ng68單元為例

李林祥，譚河清，馬建波，崔文福 (中石化勝利油田分公司孤東采油廠，山東 東營 257237)

近年來，為進一步提高老油田已開發儲量的采收率[1]，勝利油田在先導試驗的基礎上，對河流相儲層先后推廣了聚合物驅、二元復合驅等提高采收率技術，取得了顯著成效[2]。但是隨著三次采油結束轉入后續水驅，各開發單元到了近極限含水開發階段，高耗水層帶發育，開發效益變差。因此，迫切需要研究開發調整新技術、新方法挖掘剩余油潛力[3～5]，延長老油田經濟壽命期。為此，筆者選取了二元復合驅后的孤東油田六區Ng54～Ng68單元，通過精細油藏描述、剩余油分布規律研究、礦場流場調整試驗探索多油層油藏二元復合驅后進一步提高采收率的技術。該研究對勝利油田的持續穩產具有深遠的戰略意義[6]，對其他同類型油田的開發也具有指導和借鑒作用。

1 油藏地質狀況及開發現狀

孤東油田六區(以下簡稱六區)Ng54～Ng68單元位于油田的東北部，是一個由斷層控制的自然開發單元，為河流相正韻律沉積，平均孔隙度為33.9%，空氣滲透率為1076mD。發育2個砂層組10個小層，其中Ng54、Ng55、Ng61、Ng62為主力層。地面原油密度為0.9628g/cm3，地面原油黏度為1400mPa·s。該單元1986年9月投產，1991年5月實施井網調整，由212m×212m反九點面積注采井網轉化為106m×212m正對行列井網，先后經歷了產能建設、水驅、聚合物驅、二元復合驅[7]等開發階段，2010年9月轉入后續水驅開發后，截至2018年底已進入特高含水后期，綜合含水率96.1%，采出程度41.5%。開發中主要問題是層間矛盾突出，各小層采出程度差異較大；二元復合驅后剩余油分布復雜[8]，剩余油富集區域挖潛難度較大；單元采收率仍然較低，利用勝利油田經驗公式及陳元千公式預測單元采收率為43.3%[9]。為此，筆者選取六區Ng54～Ng68單元的中西部儲層發育多、隔夾層穩定、層間矛盾突出的典型井區(含油面積0.88km2，地質儲量301×104t)進行先期研究及試驗，為下步全區推廣提供依據。

2 油藏地質精細研究

2.1 儲層非均質性研究

研究儲層物性在平面、層間及層內的變化，為剩余油分析、流場調整提供基礎。

1) 平面非均質性 研究區砂體連續性較差，呈長條狀、土豆狀分布，橫向上變化快，密井網條件下部分砂體邊緣及廢棄河道仍控制不到。沿主流線方向上，砂體厚度和有效厚度大、孔滲性好，均質程度高；沿垂直河道方向上，儲層物性受沉積相控制，從河道中心向兩側迅速變差。滲透率平面差異較大，分布范圍在幾百到幾千毫達西，平面非均質性較強，變異系數0.61～0.91，級差32～114。

圖1 研究區各小層滲透率條形圖

圖2 G06-28-495井滲透率柱狀圖

2)層間非均質性 縱向上厚度較大的主力層滲透率較高，薄層滲透率低，層間差異較大。各小層平均滲透率分布于501～1520mD(見圖1)，滲透率級差為3.03，變異系數0.35，突進系數1.7。單井層間非均質性強，從G06-28-495井滲透率柱狀圖(見圖2)可以看出，主力油層最大滲透率為1659.1mD，最小滲透率為91.3mD(Ng66為非主力油層，不在與計算)，單井縱向滲透率級差為18.2。據研究區80口井統計，單井縱向層間非均質性級差大(3.6～30.5，平均12.7)，層間非均質性強。

3) 層內非均質性 從研究區80口井測井解釋資料統計來看，主力層層內滲透率級差較大(31.8～41.1)，變異系數0.54～0.90，主力層層內非均質性較強。

2.2 層間隔層研究

主力層Ng54、Ng55、Ng61、Ng62分布研究表明，Ng54～Ng55隔層厚度分布范圍為0.6～13.0m，平均6.8m，隔層厚度大于2m的面積占研究區面積的90%，連通區面積占4%；Ng55～Ng61全區發育，隔層厚度大于4m，分布范圍為4.1～16.1m，平均8.1m；Ng61～Ng62隔層厚度分布范圍為0.7～10.0m，平均3.1m，厚度大于2m的隔層在中部及北部區域發育，占研究區面積的79%，連通區面積占5%。隔層發育比較穩定。

3 剩余油分布特征

利用數值模擬[10，11]和油藏工程等方法對水淹狀況和剩余油分布特征進行研究。

3.1 平面水淹狀況及剩余油分布特征

從2018年底含水率分級來看，含水率大于95%以上的井占生產井數的74.2%，含水率小于90%的井只占12.9%，平面上水淹嚴重。

近幾年新鉆井測井解釋資料表明，平面上剩余油普遍存在，其中油井排、砂體邊部含油飽和度比較高，分別達到44.6%、40.3%；水井排、排間含油飽和度相對較低，水井排含油飽和度只有34.6%～38.7%；油井排和水井排平均含油飽和度相差10%左右，井排與排間含油飽和度相差4%～6%。

數值模擬資料表明，研究區目前平均含油飽和度39%，在注采井網的分流線以及油井間附近剩余油飽和度仍然較高；油井排含油飽和度較高，為22%～59%(平均42%)；水井排含油飽和度為16%～42%(平均30%)；排間含油飽和度為16%～67%(平均36%)；油水井排平均含油飽和度相差12個百分點，油井間與排間含油飽和度相差6個百分點。

另外，在砂體邊部、井網不完善區域以及井排間分流線區域，剩余油飽和度比較高，可以達到50%以上。剩余地質儲量分布圖也顯示出同樣的規律。

3.2 層間水淹狀況及剩余油分布特征

各小層的水淹程度存在差別，單采井的生產情況表明，主力層Ng54、Ng55、Ng62單采井的含水率高于非主力層單采井的含水率。從分層采出狀況(見表1)看，3個主力層Ng54、Ng55、Ng62采出程度相對較高(分別為41.7%、49.0%、55.2%)，驅油效率高(大于44%)，平均剩余油飽和度為35.2%；非主力層采出程度相對較低，基本在40%以內，驅油效率低(20%～35%)，平均剩余油飽和度為44.2%。從剩余儲量分析，研究區剩余儲量為171.1×104t，主力小層雖采出程度高，但剩余儲量絕大部分還是集中在主力小層，仍是下部挖潛的重點。

表1 孤東油田六區Ng54～Ng68各小層采出狀況表

注：Ng68為非主力層，地質儲量很小，未動用，故表中未顯示。

數值模擬研究表明，研究區主力層由于驅替程度高，動用程度高，剩余油飽和度相對較低。其主力層Ng54、Ng55、Ng62平均含油飽和度分別為39.1%、35.2%、30.9%，非主力小層Ng61、Ng64、Ng65平均含油飽和度分別為45.0%、46.1%、52.3%，表明主力層動用較好，含油飽和度較低；非主力層動用較差，含油飽和度較高。

3.3 層內水淹狀況及剩余油分布特征

研究區以復合正韻律為主，目前層內剩余油呈現上部富集、下部水淹嚴重的特征。近幾年新鉆井測井解釋結果顯示，油層中上部水淹程度遠低于油層下部。例如G06-26-501井，Ng62在油層頂部剩余油富集，剩余油飽和度高達50%左右，油層下部剩余油飽和度僅為20%左右，上部明顯高于下部，說明目前開發階段厚層層內剩余油富集區仍主要位于油層的中上部。

總體來看，單元自1991年5月井網調整后井網方式一直不變，地下流場相對固定，再加上地層非均質性嚴重，層間差異大，平面剩余油富集區主要位于砂體邊部、小砂體等注采不完善井區以及排間分流線和油井間附近；非主力小層剩余油飽和度高，但剩余地質儲量仍主要集中于主力小層；層內剩余油富集區主要位于厚油層頂部。普遍分布、局部富集是目前階段剩余油的主要分布特點。

4 開發調整技術研究

4.1 層系細分可行性及細分方式

按照層系細分重組四級優化方法(見圖3)，對研究區進行層系細分。

1)擬滲流阻力系數級差優化 按照一般具有穩定的隔夾層、層間滲透率級差小于3的層系細分原則，設計出4套不同的層系細分方案，計算出不同方案的擬滲流阻力系數級差，方案四(將原層系劃分為Ng54和Ng55～Ng67兩套層系)第二套層系擬滲流阻力系數級差為14.67，大于界限值5.5，不符合細分層系標準，因此選擇方案一、二、三進行二級指標優選。

圖3 層系細分重組四級優化方法

2)儲量基礎優化 二級指標為合理單井控制儲量，目前油價下計算單井剩余控制儲量應大于4.5×104t。分別計算出方案一、二、三的單井控制剩余地質儲量，方案三將原層系劃分為Ng54～Ng55、Ng61～Ng62和Ng63～Ng67兩套層系后，下層系單井控制剩余地質儲量小于4.5×104t，不符合二級指標優選條件，因此選擇方案一和方案二進行三級指標優選(見表2)。

表2 研究區層系細分設計方案單控剩余儲量表

3)開發指標優化 利用數值模擬方法分別計算方案一、方案二的開采指標并進行對比，2套方案最終采收率分別為51.5%、50.7%，均高于基礎方案(49.66%)，符合三級指標優選條件，方案一即將原層系劃分為Ng54～Ng55和Ng61～Ng67兩套層系，采出程度較高。選擇方案一和方案二再進行四級指標優選。

4)經濟指標優化 計算方案一和方案二的投入產出比，分別為1.79、1.08，方案一投入產出比高。

綜合層系細分重組四級優選結果，選擇方案一作為推薦的實施方案，即：Ng54～Ng55作為一套開發層系，地質儲量123.8×104t；Ng61～Ng67作為一套開發層系，地質儲量177.1×104t。

4.2 注采參數優化

利用數值模擬方法分別對Ng5、Ng6兩套層系不同注采參數進行優化。

1)合理壓力保持水平 上層系壓力保持水平在1時，采出程度提高幅度最大；下層系壓力水平保持在0.9時，采出程度提高幅度最大。綜合考慮，壓力保持水平為原始地層壓力1.0倍左右為最優。

2)合理注采比 注采比為0.9時，采出程度最高，隨著注采比的增加，采出程度增加幅度反而下降。數值模擬計算結果顯示，當注采比為0.9時，開發效果最好。

3)合理單井液量 單井液量為110m3/d時開發效果最好，采出程度最高。

4.3 井網調整方案設計及優化

在細分為Ng54～Ng55、Ng61～Ng68兩套層系的基礎上，開展井網變流線調整方案設計。共設計了7套方案。利用數值模擬對上述7套方案進行了優化，通過分別定區塊采液速度和單井液量來對比各方案來提高采收率的幅度。根據優化結果，調整后開發效果均明顯改善，加密方案好于抽稀方案。但從投入產出比(見表3)來看，抽稀交錯行列井網的投入產出比最大。因此，綜合考慮，推薦抽稀方案一為適合單元特點的變流線調整方案，即全部利用老井、細分層系抽稀轉流線27°，由原來一套正對行列井網(106m×212m)變為2套交錯行列井網(212m×212m)(見圖4)，其優點是充分利用老井，改變流線，挖潛排間剩余油。

表3 研究區調整方案投入產出比對比表(單井液量110m3/d)

圖4 研究區井網變流線調整概念模型

4.4 層內剖面調整

為挖掘油層中上部剩余油富集區潛力，開展了調剖技術研究，采用弱凝膠+無機顆粒組合段塞體系，優先注入弱凝膠可以較好地進入油層深部，同時與地下聚合物有較好的絮凝增強作用，后續無機顆粒有效填充大孔道，提高耐沖刷強度，有效封堵高滲條帶。同時利用變密度射孔技術，加大低滲透段的孔密和射孔深度，調整層內差異；為提高低滲段的導流能力，在近井地帶利用高分子聚合物和增稠劑，研制了低成本的低黏攜砂液(黏度40～60mPa·s)，實施高飽和防砂。在井筒上，研制出以改性聚氨酯類為膠結劑的新型高滲濾砂管，實施放排結合，有效降低滲流阻力。

4.5 方案的實施與效果

根據礦場實際情況，為保證研究區的獨立性及整體效果，將原方案一外擴1個井排，含油面積達到1.38km2，地質儲量425×104t，按照細分轉流線的思路，細分為Ng54～Ng55和Ng61～Ng68兩套層系，變212m×106m正對行列井網為212m×212m交錯排狀井網，流線轉變27°。共實施新井9口(油井2口，水井7口)，老井歸位工作量36口。在單井配產配注上，控制主流線注采，強化剩余油富集區采液。利用數值模擬優化液量，單井液量設計在90～130m3/d范圍，根據油井液量、井網形式、油水井之間的距離，把液量合理劈分到周圍水井中，計算出每口水井的日注量。方案實施后研究區自然遞減下降9.3%，含水上升率下降2.2%，增加可采儲量7.4×104t，提高采收率1.74%。

5 結論與認識

1)化學驅油藏轉入后續水驅后，雖然采出程度比較高，仍然有一定的潛力。影響剩余油分布因素主要是儲層非均質性和井網方式。平面剩余油富集區主要位于砂體邊部、小砂體等注采不完善井區以及排間分流線和油井間附近；層間上非主力小層剩余油飽和度高，但剩余地質儲量仍主要集中于主力小層；層內剩余油富集區主要位于厚油層頂部。普遍分布、差異富集是目前階段剩余油的主要分布特點。

2)流場調整是特高含水后期挖掘剩余油的有效手段。層間進行細分層系、簡化層間矛盾，挖掘儲量動用差層的潛力；平面進行井網調整、改變流線，挖掘井間剩余油富集區的潛力；層內采用配套工藝技術、調整剖面，挖掘油層頂部潛力；注采參數上，利用數值模擬，優化合理配置。通過立體開發調整、轉變流場，改善了開發效果，提高了采收率。

3)流場調整技術提高了開發效益，有效延長了特高含水后期油藏的經濟壽命期，目前已在勝利油田全面推廣。