多措并举助推孤东油田四区注聚驱高效开发

多措并举助推孤东油田四区注聚驱高效开发作者：张龙龙
来源：《中国科技博览》2015年第06期
[摘要]孤东油田四区Ng3-6注聚驱属于二、三类注聚油藏，具有油层厚度大、非均质性强、原油粘度高、井网方式复杂，注采井比例不均衡的不利因素，在注聚开发过程中油井见效不均衡，见效率低、水井高压注不进等现象较为突出。

在精细油藏研究，深化地质认识的基础上，研究聚合物驱开发规律，分析段塞注入阶段存在的矛盾与潜力，强化预警，采用配套措施及时调整，保持了四区Ng3-6注聚驱的持续高效开发，取得了良好的聚驱增油效果。

[关键词]挖潜技术注聚驱孤东油田
中图分类号：TE3 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）06-0384-01
1 概况
1.1 地质概况
孤东油田是在中生界潜山背景上发育起来的近南北走向的第三系披覆背斜构造。

四区位于孤东油田西南部，为一由断层切割形成的自然区块，东面和南面以2号断层为界与七区、八区、九区相邻，北面以3号断层为界与三区相邻。

孤东油田四区Ng3-6砂层组自开发以来分Ng3-4和Ng5-6两套层系开发。

孤东油田四区Ng3-6砂层组属于高孔、高渗储层。

1.2 开发历程
孤东油田四区Ng3-6砂层组自开发以来分Ng3-4和Ng5-6两套层系开发。

其中四区Ng3-4层系从1984年11月试采到目前大致可分为里有六个开发阶段：产能建设阶段、防砂转注和注水见效阶段、井网调整阶段、综合治理阶段、二元复合驱阶段、后续水驱阶段；四区Ng5-6层系自1985年10月投入开发至今主要经历了试采和产能建设阶段、注水见效，高速稳产阶段、井网大调整，持续高速稳产阶段、综合调整阶段、二元复合驱阶段五个阶段。

2 单元高效开发的配套技术
孤东油田四区Ng3-6注聚驱于2006年12月开始投入注聚，2009年7月进入见效高峰期，持续32个月，目前为注聚第7年，处于含水回返阶段，于2013年1月开始局部转水驱，2013年9月停磺酸盐和表活剂，目前四区3-4已全部转水驱，四区5-6处于见效高峰末期。

随着段塞的注入，低液量、低油压、注不进现象普遍存在，“平面、层间、层内”三大矛盾较为突出，导致油田含水上升，产量下降。

对此我们及时在精细油藏地质描述基础上，根据动态变化加强综合调整，分类治理，实施强化预警，从前期油藏综合研究开始，到注聚前期降水降压技术，同时注聚过程中进行井网优化调整，配套调剖、解堵、提液、分层注聚等工艺技术，加强动态
监测技术以及完善地面注入工艺技术，着眼缓解三大矛盾，坚持控水稳油，不断开展提高采收率的研究与实践，实现四区Ng3-6注聚驱剩余油高效挖潜的效果。

2.1 做好注聚前期注采井网完善工作
2.1.1 深化储层研究，为完善井网奠定基础
在储层研究方面，从原来的针对小层和单砂体的精细油藏描述已经发展了针对储层内部不同成因单元的描述，已经形成了一套流动单元研究和储层不同微相内部成因单元研究以及相应剩余油分布模式的综合配套研究技术，实现了由整体分小层、分砂体精细油藏描述向砂体内部成因单元构型解剖的转变。

孤东油田四区二元驱是一个典型的二、三类单元，注聚前开展了精细储层对比工做，最终5处断层重新组合后发生变化，9口井断点发生变化，94个井层进行了修改，完成四区数据表以及小层平面图编制。

在此基础编制以增加注水井点，完善注采井网，提高聚驱储量为目的的注聚前期井网调整方案，为动态上注采完善提供奠定了坚实的基础。

2.1.2 完善注采井网，提高两向以上注采对应率和储量动用率
孤东油田四区分两个开发单元，其中四区5-6是二类油藏、四区3-4典型的三类油藏。

由于砂体分布零散，储层发育差异大，四区二元前注采井网对储层储量控制程度低，仅为
73.2%，注采对应率及两向以上注采对应率较低，分别为69.3、30.4% ，引入了新理论开展了注采井数比与井网密度研究，在重新进行地层对比弄清储层发育对应情况的基础上，二元前期实施更新、完善、扶井、补孔、归位等油井措施52口井，实施更新、完善、扶井、转注、细分等水井措施26口井来完善注采井网。

四区水驱储量增加62.3万吨，两向以上对应率提高19.8%。

2.2 实施前期降水降压调整工作，为实施二元驱创造有利条件
孤东油田二元驱前一般存在问题：一是地层压力水平高，地下压力场分布不均衡；二是注入压力高，局部井点注入能力差；三是局部井区存在油层大孔道水窜；所以化学驱前必须实施降水降压调剖封堵大孔道等前期调整措施，提高注采对应率和段塞利用率，增加注入能力，实现了强注强采向二元复合驱的顺利过渡。

降水降压做到三个结合：降水降压与井网调整相结合；降水降压与整体堵调相结合；降水降压与液量调整相结合。

四区Ng3-6单元注入前实施油水井调整工作量38口，监测工作量40口，实施后地层压力达到0.9MPa以下，注入压力在8.9MPa，确保了水驱向二元驱的顺利过渡。

2.3 做好注聚期间调整技术，保证二元驱高效开发效果
2.3.1 实施段塞优化技术
为了提高干粉利用率，达到最佳的注聚增油效果，在考虑分区域分井组注入孔隙体积和见效差异，按照“五停、五不停”的原则，实施优化注入，分批停注。

2013年1月对窜聚较严重、
含水回返较快的井组实施停注，转后续水驱，截止目前，四区3-4已全部转水驱，四区5-6停注14个井组，保留33个井组继续注入。

对于延长的注聚井组，依据多段塞注入的技术原理，根据油压、阻力系数、原油粘度等参数的不同对注入井差异化浓度调整，优化单井注入浓度。

对井组中油压上升缓慢、阻力系数低的区域，适当提高注入浓度；对油压高、阻力系数高的区域，适当降低浓度，保障井组均衡注入。

2014年以来，四区Ng3-6注聚驱共实施调整浓度40井次，通过优化注入浓度，使干粉利用率得到了较大的提高。

2.3.2 实施剖面调整技术
由于长期强注强采，注水井与油井之间存在大孔道，油井高产出化学剂一方面会使化学剂注入后立即被采出，造成化学剂浪费；另一方面将不利于化学剂向其他方向的推进，导致波及体积和驱油效率降低，整体增油效果差。

因此，必须加大调剖力度治理低压井，控制化学剂产出量，改变液流方向，扩大其他方向的波及体积和驱油效率，提高化学驱效果。

同时由于聚合物在地层、井筒附近堆积堵塞，造成注聚井注不进，油井采不出，影响了二元增油效果，根据注聚区油水井的特点，加强了油水井各项资料的分析，一方面进一步加强注聚区注入压力、油井含水和见聚浓度动态跟踪，及时对注聚区注入井、油井进行措施调整；另一方面加强动静态资料分析，强化注聚效果分析和问题查找，搞清油水井对应关系，优选控制能力较强的井组或井区，保证调剖工作的有效。

2.3.3 实施低液井分类治理技术
四区3-6注聚以来实施了大量的提液引效、增效措施，提高了见效率，扩大了见效规模。

提液引效增效措施主要包括防砂解堵、大泵低效、螺杆泵等措施，取得了明显的增油效果。

以油井提液、水井调配为主的油水井联动，2014年以来共实施防砂、复射、解堵、群扶调参等措施30井次进行提液引效，其中10口井见效，合计日增液238.4吨，日增油18.3吨。

3 结论
针对孤东油田四区Ng3-6注聚驱注入过程中存在的问题，在精细油藏地质描述、开发效果评价、见效影响因素分析、剩余油分布研究基础上，根据动态变化加强综合调整，做好注聚前期井网调整工作及注聚前期降压降水工作。

注聚过程中做好跟踪调整工作，实施分砂体完善注采井网，应用分层注聚工艺缓解层间矛盾，配套高低压井治理及油井提液技术，同时实施优化段塞注入技术，促进均衡见效，挖掘剩余油潜力，孤东油田四区Ng3-6取得了明显的降水增油效果，使二元驱技术在疏松砂岩油藏的应用获得了成功，有效高效地挖潜剩余油。

参考文献
[1] 卢祥国.聚合物驱之后剩余油分布规律研究[J].石油学报，1996.
[2] 赵永胜.聚合物驱能否提高驱油效率的几点认识[J].石油学报，2001.。