东部过渡带葡一组油层三次采油开发效果分析

苏学军

（大庆油田有限责任公司第三采油厂，黑龙江大庆163113）

东部过渡带葡一组油层三次采油开发效果分析

苏学军*

（大庆油田有限责任公司第三采油厂，黑龙江大庆163113）

东部过渡带葡一组油层聚合物驱及聚表剂驱开发效果均较差，通过对区块地质特征及动态特征进行系统分析，认为影响区块开发效果的主要因素是储层砂体发育窄小、分布复杂，位于不利构造部位，聚合物用量低及剩余油潜力小。

开发效果；储层砂体；单斜构造；聚合物用量

萨北油田一类油层主要指葡一组油层，纯油区葡一组聚合物驱后逐步进入后续水驱，北过一条带葡一组正在注聚过程中，注聚效果较好，目前只剩东部过渡带葡一组油层注聚效果较差，对东部过渡带葡一组油层开发效果进行细致剖析，有利于指导东部过渡带剩余油继续挖潜。

1 区块概况

东部过渡带位于大庆长垣萨尔图背斜构造东部边缘，总体上为西高东低单斜构造格局，垂直落差近50m，地层倾角3.2°，为河流—三角洲沉积。目的层埋藏深度1120～1210m，破裂压力15.4MPa，原始地层压力11.9MPa，饱和压力10.1MPa，地面原油密度0.91g/cm3，地下原油粘度16.3mPa·s，平均地层温度45℃，原始地层水矿化度为6030mg/L，含蜡量27.8%，含胶量28.9%。

区块1971年投入开发，经历基础井网、二次加密及一条带主力油层聚驱三次调整，共形成三套井网：开采萨尔图、葡萄花主力油层的基础井网，开采萨、葡差油层的二次加密调整井网，开采葡萄花主力油层的聚驱井网。

2 葡一组油层发育特征

区块葡一组油层物源为萨东中小河系，以河流—三角洲沉积为主，发育泛滥平原亚相、三角洲分流平原亚相及三角洲内前缘亚相，共6个沉积单元。PⅠ7-PⅠ4沉积单元是一水体向上变浅、岩性变粗旋回，反映了湖盆逐渐抬升，水体逐渐淤浅的湖退过程；PⅠ3-PⅠ1沉积单元是一水体向上变深、岩性变细旋回，反映了湖盆逐渐下降，水域不断扩大、水体不断加深的湖进过程。其中河道砂体发育最好的是PⅠ2、PⅠ3沉积单元(表1)。

表1 葡一组油层纵向分布特征表

区块油层非均质性严重，南北向河道砂体延伸长、呈长条状、坨状分布，东西向河道砂体延伸较短，砂体宽度在300m左右；井之间河道砂体连通类型以二类连通为主；纵向上砂体以发育复合韵律为主、比例高达57.1%，主要由多期次砂体叠合而成，均质层比例仅为21.3%。

3 区块开发效果

3.1 聚合物驱开发效果

区块2000年9月投产，采用五点法面积井网，注采井距250m，共有采出井24口，注入井19口，平均射开砂岩厚度 15.3m，有效厚度 9.4m，平均渗透率0.432μm2，破裂压力15.1MPa。空白水驱28个月后，于2003年1月开始进行聚合物驱开采，聚驱方案采用1400万聚合物分子量，清水配制、清水稀释，注入速度0.1PV/a，注入浓度1000mg/L。注聚后注入压力上升快，注入压力由注聚前的10.9MPa上升到14.2MPa，离破裂压力1.2MPa，12口注入井注入压力在14.0MPa以上，11口注入井间注，地层压力分布不均衡，出现区域较高或较低现象，24口采油井只有7口采油井见效，由于注入状况差，开展措施改造仍无法缓解注入难问题，于2004年10月停注聚，聚合物用量161mg/L·PV，区块综合含水94.1%，与注聚前相比只下降了0.8%，开发效果较差。

3.2 聚表剂驱开发效果

为改善开发效果，在区块选取砂体发育相对较好区域开展缩小井距聚表剂驱油试验，仍采用五点法面积井网，为8注13采3口中心油井，注采井距从250m缩小到175m，平均射开砂岩厚度15.7m，有效厚度10.5m，平均渗透率0.473μm2。试验区选用B2型聚表剂，采用曝氧深度污水配制、稀释，注入速度0.10PV/a、注入浓度800mg/L。试验于2011年5月投注聚，注聚后注入压力稳步上升，注入压力由注聚前的11.7MPa上升到13.5MPa，注入粘度在5mPa·s左右；与注聚前相比，有效厚度吸入比例增加了7.1%，但吸入比例仍较低，只有66.7%。中心采油井含水在聚表剂用量为100mg/L·PV开始下降，在聚表剂用量为161mg/L·PV时，1中心油井与注聚前相比含水下降了3.4%，另外2口中心采油井含水分别下降了2.9%和1.5%。该用量下的萨北纯油区一类油层，已经进入含水低值时期，与萨北纯油区一类油层相比，开发效果仍较差。

4 影响开发效果因素分析

4.1 储层砂体发育窄小、横向变化大、接触关系复杂多变

该区储层砂体发育窄小，砂体呈窄条带状分布，井之间砂体连通复杂，以二类连通为主，在聚驱过程中发挥重要作用的河道砂体为多期次发育，井之间形成三类连通，导致平面矛盾大。从区块6个沉积单元沉积相带图上可以看出，只有26.5%的井点分布在延伸长度在300m以上的河道砂体中，其余井点主要分布在延伸长度在150m的席状砂体中，且被坨状表外砂体或河间泥间隔，导致砂体横向连通较差。采用250m或175m五点法井网，导致有注无采或有采无注，砂体控制程度较低，注入速度低，注入压力上升速度快，地层压力分布不均衡，区块继续注入困难。

4.2 单斜构造格局影响采出井的见效

区块处于长垣背斜边缘转折处，为西部高、东部低的单斜构造格局，东西垂直落差近50m，地层倾角3.2°，构造起伏较大，平均每井垂直落差10m以上。

在聚合物驱开发过程中，该区块表现出以下特征：①注聚期间，全区7口见效井中有5口处于构造相对高点；②后续水驱阶段构造高点区域含水相对较低，构造低点区域含水相对较高；③在构造高点区域产液强度低，在构造低点区域产液强度高；④依据油气向高点运移规律，选择构造高点B1-2-P49井进行全井压裂，全井有效厚度4.8m，高水淹层为2.6m，高水淹厚度比例为54.2%，压裂前该井日产液26.3t，日产油4.0t，含水84.9%，压裂后日产液61.1t，日产油12.1t，含水80.2%，日产油增加8.1t，含水下降了4.7%，取得了较好效果。以上开发特征表明，单斜构造格局对区块开发特征具有非常重要的影响。

由于区块为单斜构造，在砂体发育较差情况下，250m井距注入液体流动能力较差，向前推进过程中无法克服油气重力分异作用影响，油气向构造相对高处运移明显，导致区块受微构造特征影响显著。而全区24口采出井有16口采出井位于构造相对低点，处于不利构造部位，影响采出井的见效。

4.3 聚合物用量未达到区块快速下降期用量

由于区块处于油水过渡带地区，地下原油粘度较纯油区高60%，含油饱和度也较纯油区低；聚合物驱油机理主要为降低流度比，扩大驱替液波及体积，要达到与纯油区相同的流度比，该区块需要更大的注入浓度；同时该区块含油饱和度相对较低，要驱替等量的油需要更大的波及体积，因此该区块要达到与萨北纯油区相同的效果，需要更大的聚合物用量。如同处过渡带的北过一条带东块、西块聚合物用量分别在193mg/L·PV、151mg/L·PV时进入含水快速下降阶段，分别在496mg/L·PV、400mg/L·PV时进入含水最低点，而萨北纯油区同阶段聚合物用量分别在60mg/L·PV及200mg/L·PV左右。区块在聚合物用量161mg/L·PV时停注聚，采聚浓度为50mg/L，而北过一条带东块、西块在含水下降阶段采聚浓度均在80mg/L左右，该区块停注聚时聚合物还未形成段塞，聚合物用量未达到区块快速下降时用量，由于区块继续注入困难而停注聚。

4.4 处于油气聚集较差部位，剩余油潜力较小

由于该区处于长垣背斜边缘，构造位置较低，为油水过渡带地区，在油气运移过程中，油气聚集较萨北纯油区相对较少，萨北纯油区一类油层注聚前含油饱和度在54.7%～57.6%之间，而该区含油饱和度为50.7%；同时，在驱替过程中，由于区块砂体发育差，井距过大，注采速度慢，油气有继续向构造高处运移趋势，本区块油气向临近区块运移，导致本区块采出井效果更差。如堪萨斯油田Ⅱ在1988年对6口井进行凝胶堵水，6口井都取得了明显的降水效果，但增油效果不一样，处于构造低位的3口井增油幅度较小，处于构造高位的3口井增油幅度较大，认为处于构造较高的油井具有较大的增油潜力，处于构造低位的油井剩余储量较少，增油潜力有限。

5 下步挖潜对策

以上分析结果表明，要改善区块开发效果，进一步挖掘剩余油，应从以下几方面考虑：一是缩小区块注采井距，提高聚驱控制程度，根据砂体发育规模及三次采油开采特征，建议注采井距在100～125m；二是优化三次采油注入参数，由于区块砂体发育短小、平面矛盾大，地下原油粘度相对较高，含油饱和度相对较低，建议采用二元或三元复合驱，既提高驱替液粘度，同时降低油水界面张力；三是在井网部署及动态开发过程中考虑单斜构造格局，减少构造对开发的不利影响。

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TE35

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1004-5716(2015)09-0023-03

2015-04-15

2015-05-15

苏学军（1976-），女（汉族），湖北石首人，工程师，现从事油藏开发方面的技术工作。