试议挖潜聚驱剩余油分布与挖潜实践设计

摘 要：针对孤三油藏经营管理区注采301站聚合物驱开发现状，从剩余油分析入手开展精细油藏挖潜。在以往聚驱剩余油分析的基础上对聚驱单元进行剩余油再认识，分析了受效剩余油的分布方式。中二北注聚区完善井网使未受效剩余油转化为受效剩余油，防窜引效挖掘受效剩余油潜力。东区二元驱初期分类治理，采用优化注入、温和生产的方式调整平面矛盾，挖掘剩余油。
关键词：聚驱 剩余油分布 挖潜 防窜引效
0 引言
孤三油藏经营管理区注采301站管理着孤岛油田东区和中二北热采、注水、注聚三种不同类型5个开发单元的138口油水井，含油面积4.2km2，地质储量1606*104t，开发条件复杂。随着开发方式的转变，聚合物驱原油产量所占比重越来越大。目前，301站聚驱产量占了全队产量的79.5%，是管理的重中之重。经过30多年开发，所辖老油田已进入深度开发、精细挖潜阶段。中二北注聚区见聚浓度高、窜聚严重，结合部油井见效晚、平面、层间矛盾突出影响聚驱效果；东区二元驱井网完善程度差、注采对应率低、加密排单项受效，影响二元驱效果。为此进行了深入的分析和思考，对剩余油分布进行了再认识，聚驱单元围绕受效剩余油开展挖潜，创新思路，充分挖掘油藏内部潜力，取得了良好的开发效果。

1 精细注采调整，提高聚驱单元开发效果

1.1不断深化聚驱剩余油再认识

以往剩余油分析认为剩余油主要分布在注采系统不完善，注采井连通状况差区域、聚驱尚未受效或受效差的低渗透层、厚油层顶部、注入倍数较低分流线上。分析了未受效剩余油。但由于聚合物溶液的调驱作用，使原来水驱难以波及到区域的剩余油得以有效动用，扩大了波及系数，有效地提高了采收率。
数值模拟结果表明：受效剩余油纵向上主要存在于水驱注入水窜流区的上部，注采井附近受效剩余油饱和度较低，中间部位饱和度相对较高，并且分布范围较大。同时距离注水井越近，受效剩余油越靠近顶部，呈现斜“纺锤体”形状（图1）。
平面上，由于储层的非均质性，导致平面上开采强度、水淹程度及压力分布等都存在一定差异。砂体发育好，厚度大的主力油层油水井间虽然水淹严重，但剩余储量仍较大，受效剩余油主要分布于注采井间，呈环状分布；越靠近底部，受效剩余油分布逐渐向注采井主流线两翼移动（图2）。这主要是由于底部主流线部位水驱效果已经很好，聚合物驱增大了水油流度比，波及到了流线边部剩余油，扩大了波及系数，动用了水驱未波及的剩余油。
从中二北2008年以来新钻井含油饱和度统计结果来看：油水井间含油饱和度高达52.2%，分别比水井附近的含油饱和度45.8%、油井附近的5

1.5%高6.7%、0.6%。

1.2防窜引效，不断提高中二北注聚区增油效果

针对聚驱剩余油的分布特点，在中二北Ng3-4注聚区实施了以“完善注采井网、

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实现注采平衡”为主线的剩余油挖潜工作。

1.2.1完善注采井网，促使未受效剩余油转化为受效剩余油

井网控制程度对聚合物驱效果起着决定性的作用，注采连通方向越少，控制程度越低，最终采出程度和采收率提高值都会下降。对井网不完善的井区通过打更新井、侧钻井等完善注采井网，挖掘井间剩余油。如GD2-37-217井2010年因高见聚关井，但因该井处于东区和中二北的结合部，剩余油富集，及时打侧钻井GD2-37CP217，日油峰值达40t以上，取得了较好的效果。
对结合部见效慢的未受效剩余油，抓住有利时机，通过水井“调、分、治”、油井“提、挖、控”的原则及时进行挖潜。如GD2-36-412井组，该井组位于中二北和东区的结合部，在中二北注聚的三年多时间里一直未能见效，且井组中的GD2-36-414井更是未见效先见聚。造成该情况的原因主要是受东区注水井的影响，油井单向受效，且聚合物单向突进，造成井组迟迟未见效。东区转注聚后，及时抓住有利时间，从注采两方面同时下手，水井实施大剂量调剖，堵塞大孔道；油井通过检泵、防砂、下大泵等措施提液引效，井组日增油峰值达到了50t/d，使结合部未受效剩余油得到了很好的动用。

1.2.2挖掘平面和纵向受效剩余油，扩大波及体积

未受效剩余油转化为受效剩余油后，受效剩余油成为了注聚区挖潜的主力区。中二北Ng3-4注聚区非均质强、高渗易窜，做好中二北Ng3-4注聚区受效剩余油的挖潜工作，成为重中之重。
针对单元的地质特点，制定了“一放、一平衡”的原则，即在条件允许的情况下围绕放大生产压差，根据注采平衡进行调整，从而实现注聚区提液引效和防窜。
如GD2-36-412井组，井组中GD2-35-414井液量较高，日液峰值达160t/d，而其对应油井GD2-37-414的采液强度却相对较小，仅为70t/d，造成聚合物在平面上推进不均匀，GD2-35-414含水及见聚浓度都有上升趋势。及时采取对GD2-35-414降参，GD2-37-414下大泵提液措施保证平面注采平衡，措施实施后，2口井产能分别由原来的12t/d、9t/d上升到17t/d、18t/d，剩余油得到了进一步动用。

1.3分类治理，提高东区二元驱剩余油挖潜水平

东区Ng3-4单元区域构造简单平缓，西高东低，南高北低。从静态条件来看，总体上适合注聚，地层温度、矿化度适中，不利条件为原油粘度较高，Ng4存在边水，行列式井网排间加密后排距小、单项对应多。
根据东区二元驱不同区域各自的特点将其分为加密排井区、正常井排区和边角井区，加密排井区—井距小，聚合物易突破，且为两排水井夹三排油井，注采对应较差，正常井排区—井网不完善，边角井区—同时受注水与注聚效果，针对以上各自特点实施分类治理的方法，提高二元驱效果。

1.3.1加密井排区优化注入，温和生产

优化局部井网，提高注采对应率。加密井排区为两排水井夹三排油井，基础排油井受效差，局部基础排油井转注形成面积井网。如D3-022转注后，井组注采对应情况得到明显改善，增油降水效果明显。通过提注、稳液防止聚合物窜流。合理地提高注入速度不仅对聚合物驱最终效果有所影响，而且注入速度还影响“拿油”的早晚。

1.3.2正常井排区放大生产压差，提液引效

当井距一定时，生产压差越大，驱油效率越高，对地层条件差，泥质含量高的低液井实施酸化、泡沫混排、高压充填；对位于地层能量充足、段塞形成好的井组的低液井，下大泵提液引效促效。措施实施后，平均单井日增油

6.8t。

1.3.3边角井区协调边部压力场

边角井区，由于注入水流动阻力小，推进速度快，而聚合物流动阻力大，注入溶液推进缓慢，从而使聚合物驱影响程度降低。必须通过降低注入水量，使聚合物溶液更多的向边角油井推进，促其见效。东区二元驱已见到明显的降水增油效果，综合含水由注聚前的96.8%下降到目前的89.7%，比数模预测含水90.7%低1.0%，注聚增油倍数达3.2倍。

3 结论与认识

（1）井网控制程度对聚驱效果起着决定性的影响，注采连通方向越少，控制程度越低，最终采出程度和采收率提高值都会下降。应及时完善注采井网，抓住有利时机及时挖潜，使未受效剩余油潜力尽早转化为生产能力。
（2）由于聚合物的调驱作用和扩大波及系数作用，大量受效剩余油被采出，强化受效剩余油的挖潜工作可明显改善聚驱效果。
（3）聚驱单元剩余油的挖潜特别是受效剩余油的挖潜具有一定的时限性。注入阶段不能被动地等见效，而是要主动采取井网完善、堵水调剖、提液引效等措施引效，提高未受效剩余油动用程度。
参考文献
王新海等. 聚合物驱油机理和应用[J ] .石油学报，1994 ，15 （1） ：83290.
侯健等. 聚合物驱宏观剩余油受效机制及分布规律[J] . 石油学报，2001.
作者简介：唐雪芹（1984-），女，硕士，助理工程师，长期从事油气田开发与开采技术工作。