稀油老區后期穩產技術探索及試驗

高忠敏(中國石油遼河油田分公司曙光采油廠，遼寧 盤錦 124109)

1 概況

曙三區是曙光稀油注水開發主要區塊之一，開發目的層為沙河街組四段上部的杜家臺油層。該區塊1975年采用一套層系正方形、500 m井網、反九點面積注水方式投入開發，后期經歷了多次加密調整，至2017年井網逐步縮減至150～230 m。截至2019年底區塊日產油235 t，綜合含水80.1%，采油速度0.44%，采出程度27.9%。

2 油藏特征

2.1 儲層膠結疏松，出砂嚴重

該塊儲層發育具有近物源的特點，泥質含量相對較高13.85%，粒度中值0.15，儲層膠結疏松，成巖作用較差。油藏出砂現象較為普遍，出砂嚴重井占總井數的55.8%。杜18斷塊北部、曙3805斷塊和杜21斷塊單井累積出砂量大于4 m3，長期出砂導致套壞加劇，停產停注井多。

2.2 互層狀油層，層間非均質嚴重

受構造、沉積雙重作用，油層平面變化較大，最大39.8 m，最小6.5 m，杜家臺油層縱向上3個油層組10個砂巖組及30個小層。平均有效厚度12.7 m，屬典型的互層狀油藏。滲透率變異系數1.24，級差32.8，突進系數3.75，儲層非均質性強。

2.3 受沉積相帶控制，平面水淹狀況表現不一

該塊杜家臺油層為扇三角洲前緣亞相沉積，主要有分流河道、河口壩、前緣薄層砂、分流間泥等微相。注采因受相帶控制，分區特征明顯，注水易沿分流河道形成優勢通道，無效水循環加劇，水竄嚴重。

3 化學驅可行性分析

3.1 油藏地質條件適合化學驅

曙三區整體構造相對簡單，主力層段儲層物性好，平均孔隙度為29.7%，平均滲透率為904 mD，非均質性強，不同韻律模式沉積變異系數大于0.5，中等偏強；主力層段油藏溫度46～55 ℃，適宜化學驅。

3.2 注采井網能夠滿足化學驅基本要求

針對出砂導致的注采井網不完善問題，立足于早期的基礎井網，開展潛力排查，對平面及縱向的剩余油開展刻畫，結合下步方式轉換的實際需求，超前對整個曙三區的方案做了統一的規劃。2013年開始井網調整，注采井距縮小到150～230 m，水驅控制程度86.5%，聚驅控制程度可達到78%。

3.3 壓力保持水平較高，具備盡快轉驅條件

曙三區除了個別次級斷塊因出砂或套壞導致注采井網不完善，北部和西部部分井區無法實現真正有效注水外，區塊主體壓力水平高，壓力系數0.6以上。

3.4 水驅動用程度差異大，具備化學驅潛力

各種方法測算主力層段剩余油飽和度高，42.7%～46.2%。平面上水流優勢通道側翼及局部注采不完善區域，縱向上相對物性差層段水驅動用程度低，物模實驗表明聚驅較水驅可有效擴大波及體積。

4 化學驅先導試驗

4.1 先導試驗的必要性

聚合物驅作為最為成熟同時也最為簡單的化學驅技術，在大慶、勝利、大港等油田開展的較早，已有20多年的歷史，目前已在拓展至Ⅱ類甚至Ⅲ油藏。但在試驗的初期結合難易復雜程度，以及從探索技術的適應性出發，多數油田還是在Ⅰ類油藏開展攻關試驗，取得突破后擴大至Ⅱ類油藏。而對于遼河油田的曙三區而言，油藏條件和大慶長垣差別較大，特別是油層較薄、膠結疏松、出砂嚴重，屬于典型的Ⅱ、Ⅲ類油藏，起步階段大規模礦場實踐能否成功無法確定，因此選擇有利區塊、優選有利層段開展先導試驗是多數油田通用的做法，一方面可有效規避重大試驗的現場實施風險，同時也為后期試驗成功后進行大面積推廣積累現場實踐經驗[1]。

4.2 先導試驗區選擇

經過前期的基礎研究，在宏觀進行潛力評價的基礎上，遵循二次開發方案的整體設計，在中部杜18井區、東部杜23井區、南部杜16井區立足二次開發部署井網，采用150～230 m井距，整體規劃化學驅驅井組54注102采，覆蓋儲量820萬噸。 綜合考慮油藏儲層條件、井網完善程度、注采能力、壓力保持水平等因素，選擇杜18井區6個井組，開展聚合物驅先導試驗，覆蓋儲量97萬噸。

4.3 方案設計

(1)方案配方體系：采用2 500萬分子量聚合物，濃度1 800×10-6。設計年注入0.1 PV，累計注入量為0.6 PV，體系井底黏度大于46 mPa·s，提高采收率10.3%。(2)水質推薦標準：含油量≤10 mg/L，機雜含量≤20 mg/L，總鐵≤2.0 mg/L。(3)方案設計注入參數：壓力為10～15 MPa，最高注入壓力20 MPa，注入速度0.1 PV/a，注采比1∶1(日配注410 m3，單井日配注55～85 m3。)

4.4 取得的效果

2017年8月正式轉入化學驅，至2017年10月逐步開始見效，最高日產油升至40 t以上。階段化學驅累計注入體積0.14 PV，目前日產液163.9 t、日產油33.1 t、含水79.8%，對比空白水驅日產油上升17.6 t，含水下降12.4%，較常規水驅階段增油1.32萬噸。

5 礦場實踐及認識

曙三區化學驅先導試驗開展以來，圍繞合理的注采參數確定、降低粘損對策以及配套技術保障上作了系列探索。

5.1 注采參數摸索

注入與采出的確定

(1)注入量確定參考以下公式，得出單井的注入量：

式中：A為井組控制面積(m2)；H為井組平均厚度(m)；φ為空隙度(%)；υ取值0.1 PV/a；Qi為注入井注入量。

(2)采出井采液量參考以下公式，計算單井的產液量：

式中：Qi為與采出井連通的注入井注入量；m為與注入井連通的采出井井數；QO為與注入井連通的采出井產液量。

以注入井的參數設計為例，單井在方案設計時，需要考慮歷史上注水的壓力及注入量情況、單井及井組的區域油層發育狀況，同時要考慮后期注入壓力上升帶來的注入量的下降，以此實施單井的個性化設計，最終確定先導井組設計注入量68 m3，注入強度3.85 m3/(d·m)。

盡管在方案設計時對實際注入能力可能會下降等因素有所考慮，相應參數對應下調。但在實際注入過程中，經過兩年多的調控依然無法達到配注量，平均注入量只有設計的63%，因此未來一段時間內如何保障采油井維持合理的產液強度是保持注采平衡的前提，也應是注采參數調控關注的重點。

5.2 配套技術應用

(1)綜合防砂技術。曙三區作為出砂嚴重區塊，經過多年的技術探索，先期在防砂技術應用上形成了初步的技術系列，其中化學防砂、礫石充填和壓裂防砂技術在曙三區直井得到普遍應用，比較優勢而言，壓裂防砂技術最為成熟。為提高井網完善程度，提高注聚后開井率，2017年在轉驅前圍繞16口生產井當時的出砂狀況，優選9口井開展了壓裂防砂，檢泵周期由防砂前的150 d，增至400 d以上。井組最高產液量達到220 m3，較防砂前增加70 m3。

(2)剖面調整技術。依據方案要求在實施空白水驅后，根據吸水剖面對注入井開展相應的調驅，實施了5井次，階段縱向動用程度為68.7%，對比空白水驅階段提高23.5%。后期針對化學驅見效后平面上進行分類評價，按照增油幅度、降水幅度進行分類，強見效油井占總井數的37.5%；中見效油井占總井數的50%；弱見效油井占總井數的12.5%。與水驅階段對比，新增水驅見效方向12個，新增見效井6口，合適的調剖工藝在兼顧剖面改善的同時，對平面見效、波及體積提高也有積極的促進作用。

5.3 降低黏損技術探索

(1)水質對黏度的影響探索。化學驅黏度對水質的反映較為敏感，幾年的監測資料顯示，當水質超標時對應黏度也不達標，隨著水質的改善，黏度也在方案設計指標之上，水質和黏度相關性明顯。同時黏度達標與否直接左右化學驅效果。(2)水質提升技術探索。試驗中立足現有的地面集輸系統。一是安裝井口過濾裝置，二是對曙一聯內部注水技術工藝進行改造升級。實現曙一聯來水和曙四聯、污水廠來水“分質分輸”。三是定期干線清洗，保障化學驅水質達標運行。(3)撬裝注入設備適應性改造。相比集中建站撬裝設備更具優勢：一是地面建設周期短，單臺設備投入小；二是黏損影響小，由于多數設備安排在注水井井場，消除了長距離管線對粘損的影響。另外現場實踐的過程中，對攪拌罐實施工頻向變頻的技術升級，摸索不同轉速下剪切后的黏度，消除了設備因素對成膠的影響，確保攪拌罐出口黏度達標穩定。

6 結語

(1)曙光稀油老區開展穩產接替技術試驗意義重大，聚合物驅等化學驅先導試驗適合出砂油藏；(2)化學驅開展前的水井調剖工作必不可少，剖面的改善對消除水驅優勢通道，防止注聚反生水竄意義重大，同時可以啟動新層或動用原有的未動用、差動用層，有效改善或提高縱向動用程度；(3)疏松砂巖油藏開展化學驅，保持井網的完整性尤為重，成熟的防砂技術是支撐注采井網保持較長時間內完整性的前提；(4)水質對黏度的影響具有一定的相關性，不同水質條件下的成膠影響因素研究應貫穿整個化學驅的全過程；(5)整體規劃、試驗先行，堅持合理的開發秩序是保證重大試驗穩步推進的關鍵，先導井組取得初步成功，積累了一定的礦場實踐經驗，奠定了曙光稀油下步擴大化學驅實施規模的信心，必將為遼河油田的稀油上產提供有力的技術支撐。