同层系两种驱油剂同驱压力干扰调整研究

莫爱国，李江涛

（1. 中国石油大庆油田 榆树林油田开发有限责任公司，黑龙江 大庆163000；2. 东北石油大学，黑龙江 大庆163318）

大庆油田某区块X 为中高渗透砂岩油藏，油藏孔隙度23%~31%，渗透率0.20~0.51 μm2，目前区块含水率94.2%[1⁃3]。为进一步提高高含水阶段的油藏采收率，该区块层系一部分高含水油井井区对应注水井转聚驱，一部分特高含水油井井区的水井转三元复合驱，分区域进行水驱采油、聚驱采油和三元复合驱采油[4⁃6]。而水转聚、聚转三元、水转三元在同一套开发层系同时注入驱油时，造成不同开发区域由于注入剂的黏度差异引起区域间压力相互干扰，使很多油井产液量和产油量都明显下降[7⁃10]。利用两种驱油剂在同层系开采原油过程中，随着地层中注入两种驱油剂量的不断增加，地层中两种驱油剂相互干扰现象也越来越严重，使区块整体驱油效果逐渐变差，由于注入速度与储层不适应，在某些注高黏度驱油剂储层区域产生严重的憋压现象，而注水区域由于水的黏度低，注入压力小而导致对应油井液量不足，泵充满系数较低[11⁃14]。因此，本文通过统计计算结合数值模拟以及理论分析的方法，得到了两种不同驱油剂在油藏平面同驱时，油藏平面高低压井区分布规律和产生高低压分布的原因。并对高低压油水井井区的井进行注采参数调整、储层改造调整，进而调节同驱层平面的压力不均衡。在对识别出的油水井进行压力调整后，全区油藏平面的压力干扰现象明显减弱，调整后油井增液增油效果较明显。

1 同驱层产生压力干扰机理分析

对于中高渗透的高含水油藏，在两种及以上驱油剂进行驱油过程中造成油藏平面高低压区干扰的机理可以通过式（1）、（2）进行分析。

其中，Qw为油藏中注入水流量，L/s；K为油水井间储层平均渗透率，mD；A为射孔层段有效渗流面积，m2；Piw为水井井底压力，MPa；Po为油井井底流压，MPa；Pip为聚驱水井井底压力，MPa；μw为注入水的黏度，mPa·s；μp为注入聚合物的黏度，mPa·s；L为一维岩心的长度，m；Qp为油藏注入聚合物流量，L/s。

油藏为一维分区域均质等厚的油藏，在高含水开发阶段，为提高采收率，在同一层系的高渗透区域水井转注聚合物驱油，此时，在该开发层系则同时存在水和聚合物同驱。且不考虑聚合物溶液在岩石孔隙中吸附和降解，仅考虑聚合物溶液黏度对其流动的影响，为满足油井产液量的稳产要求，水驱转聚驱后对应油井液量不变，即Qw=Qp，由于聚合物溶液的黏度μp远大于水的黏度μw，而要维持聚驱油井液量，则聚合物的注入井压力高于水注入压力。因此，导致注聚合物的油藏区域憋起高压，而水驱油藏区域，由于聚合物注入区的高压影响，将干扰水驱油井的水驱效果，使部分水井注水量不能完成配注要求，造成油井低产液量。此外，由于注聚井注入的聚合物浓度与储层不匹配，油水井注采关系不合理，也将导致注入驱油剂流动阻力大，造成储层局部憋压。

2 同驱层异常压力区识别

2.1 研究区开发状况

大庆油田X 研究区块是中高渗透的高含水开发区块，油藏沉积相主要为低弯曲分流河道砂、水下枝状河道砂。在该开发阶段，为维持高含水油井产量稳定，而在高渗透、物性好和含水高的油井井区进行水转聚、水转三元和聚转三元的相应开发调整，因此在同开发层系存在两种不同驱油剂同驱的几套开发层系，几套层系驱替特点如图1 所示。X区块S 油组纵向上划分了5 套开发层系，在S2-S4层系存在两种驱油剂同驱的现象。油组纵向上各个层系驱替类型分别为水驱、水⁃三元同驱、聚⁃三元同驱、聚⁃水同驱、水驱五大层系。同注层同注调整时间为2015 年5 月至2016 年11 月。而在该调整阶段，各个同注的层系都表现出严重的平面压力干扰，部分水井憋压注不进水，部分油井不受效导致液量下降明显，油井动液面下降较多，导致部分抽油机井的泵充满系数较低，使该开发阶段的油田区块开发效果变差。

图1 X 开发层系不同层驱替状况Fig.1 Different layer displacement status of X development layer

2.2 同驱层压力分布特征研究

以典型研究区块水聚同驱层系S4 层为研究对象，通过数值模拟输出水⁃聚同驱层的平面压力分布如图2 所示。

图2 水⁃聚合物同注层平面压力分布Fig.2 Pressure distribution of water⁃polymer flooding in same layers

由图2 可知，同注层的注水井区，油层压力普遍低于9.8 MPa，而注聚合物井区的油层压力在9.8~10.1 MPa。分析原因主要是中高渗透油层区域高含水后期水转聚驱后，转注井注聚合物和原注水的速率相当，而聚合物黏度明显高于注入水黏度，注聚区域聚驱阻力较大，导致更高的注采压力差，进而使聚合物驱区域压力明显高于注水区域，产生水聚同驱区域的压力相互干扰，影响部分油井的开发效果。而水⁃三元同驱层S2 和聚⁃三元同驱层S3 有类似的压力分布特征，且同驱层间压力干扰程度依次为聚⁃三元同驱<水⁃三元同驱<水⁃聚同驱，即同驱层内，两种驱油剂间的黏度差异越大，最终产生的层内平面干扰越严重。

2.3 同注层异常压力井确定

以X 区块聚⁃三元同驱层S3 为研究对象，通过对同驱阶段油井套压、动液面深度、水井井口油压和井筒水柱压力的统计，对研究区的128 口油水井的井底压值进行计算统计，计算出的高低压力油水井的压力分布如图3 所示。

图3 同注层S3⁃1、S3⁃2 层井的压力分布Fig.3 Pressure distribution of well in the same injection layer S3⁃1,S3⁃2

据统计，同注层的128 口井的压力值大部分均为9.0~10.5 MPa，其中有9 口井压力超过10.5 MPa，对应高压井占比为7.0%，有2 口井压力低于9.0 MPa，低压井比例为1.6%。而同注层S3⁃2 层的大部分井压力值大部分为9.0~10.5 MPa，其中有10 口井压力超过10.5 MPa，高压井占7.8%，有2 口井压力低于9.0 MPa，低压井占1.6%。

3 同注层高低压区调整对策

在对研究区的高低压井进行识别后，以聚⁃三元同驱层S3 层为层内压力干扰调整研究对象，为保持三元和聚合物驱同注层压力平衡和油井液量要求，对研究区S3⁃1 层的低压欠注井Z241⁃91 进行增注调整，注入量由66 m3/d 提至90 m3/d，调整后对应生产井Z240⁃90 产液量增加了43.4 m3/d，产油量提高了2.5 m3/d，增油效果较明显，生产井Z240⁃90 增注前后产油变化如图4 所示。

图4 生产井Z240⁃90 增注后产油变化Fig.4 Production changes of Z240⁃90 after increased injection

生产井Z241⁃92 采液速度较低，动液面较高为610 m，注采不平衡造成连通注入井Z250⁃93 憋压，在对Z241⁃92 进行提液调整后，产液量从57 m3/d 提升到70 m3/d，提液后注入井Z250⁃93 近井憋压现象减弱，且油井日产油增加2.1 m3/d，增油效果较明显，生产井Z241 ⁃92 提液前后产油量变化如图5所示。

图5 生产井Z241⁃92 提液后产油量变化Fig.5 Production changes of Z241⁃92 after increased liquid

注入井Z252⁃90 与生产井Z251⁃98 间渗透率过低，储层物性差，驱油剂渗流阻力大，导致注聚井Z252⁃90 压力过高，后对生产井Z251⁃98 进行压裂改造，改善注入井与生产井间的渗流特性，调整后，注聚井的压力降低明显，调整后油井日产液量增加28.8 m3/d，日产油增加1.6 m3/d，增油效果明显，且油井Z251⁃98 调整前后油井增油状况如图6 所示。此外，对X 研究区共12 口高低压油水井进行调整后，两驱层的高低压力区的相互干扰现象得到有效治理，同时产液量较低的油井产液量和油量都增加明显。

图6 生产井Z251⁃98 压裂后产油量变化Fig.6 Production changes of well Z251⁃98 after fracturing

4 结 论

（1）通过数值模拟、理论分析和统计计算，得出水⁃聚、聚⁃三元、水⁃三元在高含水的同开发层系同驱时，储层局部产生高低压区域，其原因主要是两种驱油流体同注时，由于不同驱油剂黏度差异，而油井对液量要求相当，引起不同区域驱替压力不均衡，高黏度区油藏压力偏高，低黏度区压力偏低，造成在高低压过度区域油井液量较低，产油量下降。

（2）通过理论分析和实际井的压力计算得出，同驱层区域在两种驱油剂进行同驱过程中，不同驱油剂驱替区域间压力相互干扰程度依次为聚⁃三元同驱< 水⁃三元同驱<水⁃聚同驱，即同驱层内，两种驱油剂间的黏度差异越大，最终产生的层内平面干扰也就越严重。

（3）通过井点压力监测，得出了X 研究区的异常高低压井的井区，并针对典型井Z240⁃90、Z241⁃92、Z251⁃98 等进行了生产参数及储层物性压裂、增注、提液改造，使高压力井区储层渗流阻力改善，最终研究区在两驱同步进行时，压力更加平衡，油井调整后产液量和油量都有所增加，且调整后油井稳产期都较长。