王春杰

[摘 要]孤東油田七區(qū)西54-61中北部二元驅項目于2011年6月投注聚，2014年12月完成方案設計注入總量。參考孤東油田已結束的同類項目，單元面臨高峰末期大幅遞減的問題，本文對此通過加大單元轉流場力度，減緩高峰末期遞減，實現(xiàn)提質增效的目的。

[關鍵詞]二元驅；轉流場；高峰遞減；提質增效

中圖分類號：TE357.4 文獻標識碼：A 文章編號：1009-914X（2016）14-0339-01

1 基本概況

七區(qū)西54-61中北部二元驅含油面積7.6km2，地質儲量1315萬噸，有效厚度8.3米，平均孔隙度35.0%，平均滲透率1362×10-3μm2，原始含油飽和度68.0%，原始油層壓力12.9MPa，滲透率變異系數0.58。方案設計段塞0.55PV，預計提高采收率7.5%，累增原油98.6萬噸。

2 單元高峰后期動態(tài)特征

七區(qū)西54-61中北部二元驅于2011年6月13日注聚，2012年8月7日轉二元，截止到2014年12月底，累計注入倍數為0.480PV，完成方案設計的87.3%。單元于2012年1月（0.08PV）初見效，2013年8月（0.3PV）進入高峰。目前單元油井開井131口，日油528噸，含水92.7%，水井開井85口，日注7645方，與注聚前比日油增加381噸，含水下降5.4%，無因次油量為注聚前的3.6倍。

2.1注入狀況

單元整體注入狀況良好，壓力上升平穩(wěn)，與注聚前相比，油壓上升1.9兆帕，霍爾曲線顯示阻力系數增大，第一段塞阻力系數1.31，第二段塞阻力系數為1.69。從單元監(jiān)測吸聚剖面可以看出，注聚剖面得到一定改善；單元壓力分布較均衡，局部存在高低壓井，6口油壓小于9兆帕井中3口需治理，因此有必要對低壓井區(qū)開展針對性的調整措施，平衡注入壓力。

2.2 采出狀況

單元已全面見效。目前見效井125口，見效率93.3%。正見效和高峰井103口，占總井數的76.8%，日油500.5噸；回返井14口，占總井數的10.4%，日油28.3噸，從影響因素看，回返井主要受孔道和單向突進影響，但目前調堵和注采調配等治理措施有效期較短，因此有必要對注聚末期含水回返井區(qū)和動用較差的剩余油富集區(qū)，通過優(yōu)化注采井網，進一步擴大波及體積，提高化學驅增油效果。

油井呈現(xiàn)高見聚特征。統(tǒng)計單元見聚濃度大于500mg/l井40口，占總井數的54.1%，單井日油僅3.7噸，綜合含水93.4%、比單元高0.7%。油井高見聚一方面會使化學劑注入后立即被采出，造成化學劑浪費，另一方面將不利于化學劑向其他方向的推進，導致波及體積和驅油效率降低。因此有必要采取調剖措施封堵優(yōu)勢通道，形成高質量聚合物段塞，達到擴大波及體積、提高驅油效率的目的。

3 加大轉流場力度，減緩高峰遞減

2015年2月單元編制延長半年方案并通過局審批，但參考孤東油田已結束的同類項目，仍面臨高峰末期大幅遞減。由于2014年在砂體邊角開展的單井組轉流場試驗效果良好，因此針對單元開發(fā)動態(tài)特征及處于高峰末期面臨快速遞減的問題，在延長注聚的有利時期，通過加大單元轉流場力度減緩高峰末期遞減，實現(xiàn)提質增效的目的。

3.1 優(yōu)化注采井網，擴大波及體積

受注采井網和儲層非均質的影響，注聚末期部分受效油井含水回返導致產油量下降，影響化學驅降水增油效果。因此有必要對注聚末期含水回返井區(qū)和動用較差的剩余油富集區(qū)，通過優(yōu)化注采井網，進一步擴大波及體積，提高化學驅增油效果。

針對含水回返井區(qū)，在剩余油潛力和井網適應性分析的基礎上，通過對含水回返井實施轉注擴大波及體積，挖潛井區(qū)剩余油潛力；針對井網不完善的區(qū)域，通過部署新井完善局部注采井網擴大波及體積。共實施回返井轉注5口、部署新水井4口，對應24口油井日油增加20.2噸，綜合含水下降1.0%，累增油1422噸。

3.2 實施分層注聚，緩解層間矛盾

注聚過程中受層間差異性影響，化學劑溶液主要進入高滲透層，導致合注井高滲透層的相對吸入量遠高于中低滲透層，主力層動用好于非主力層。因此有必要對層間差異較大的籠統(tǒng)注聚井，通過實施分層注聚控制高滲透層注入，加強中低滲透層注入，緩解層間矛盾，提高中低滲透層動用程度。共實施分層注聚8口，對應23口油井日油增12.5噸，含水下降0.67%，累增油552噸。

3.3 封堵優(yōu)勢通道，提高驅油效率

針對注聚生產過程中，部分水井與油井存在優(yōu)勢通道，形成固定流線，導致化學驅擴大波及體積的效果較差的問題[2]，對固定注采流線通過實施調剖措施，封堵優(yōu)勢通道，改變流線方向，達到擴大波及體積、提高驅油效率的目的。2015年共實施調剖12井次，與調剖前對比油壓上升2.0MPa，累增油486噸，改變流線方向效果顯著。

3.4 整體調整效果

通過進一步加大轉流場力度，2015年9月單元日油525噸，產量基本保持穩(wěn)定，有效減緩了高峰末期遞減。由于單元動態(tài)趨勢較好，計劃在總結前期轉流場經驗的基礎上，編制七區(qū)西54-61中北部二元驅轉流場方案，為孤東油田以后的化學驅項目在注聚末期減緩遞減，改善聚驅開發(fā)效果，進一步提高聚驅效益提供借鑒和指導。

4 結論與認識

（1）針對有潛力的含水回返及剩余油富集井區(qū)，通過回返井轉注和井網不完善區(qū)域部署新井，改變流線方向，可以有效擴大波及體積。

（2）針對層間差異大井區(qū)，通過分實施層注聚，可以有效減緩層間矛盾，提高中低滲透層動用程度。

（3）針對固定注采流線通過實施調剖等措施，封堵優(yōu)勢通道，改變流線方向，提高驅油效率。

參考文獻

[1] 竇之林等，《孤東油田儲層研究與開發(fā)》，石油工業(yè)出版社，1998.

[2] 金毓蓀等，采油地質工程（第二版），石油工業(yè)出版社，2003.