古城油田泌125断块聚驱开发效果分析及调整对策

2022-11-15罗明壮

中国科技纵横 2022年10期

罗明壮

(中国石化河南油田分公司采油二厂，河南南阳 473400)

古城油田位于泌阳凹陷西北斜坡带。泌125断块位于古城油田中部，南北分别与泌124、泌浅10断块相邻，为东西相交的两条反掉弧形正断层形成的地垒式断鼻气顶边水油气藏，断鼻两翼与轴部地层基本相同，地层倾角约为9°～140°。含油面积1.33平方千米，地质储量416万吨，其中，主力层系H3Ⅴ2-5层由8个单层组合，层系厚度11.9米，含油面积1.12 平方千米，地质储量223万吨，平均孔隙度28.5%，属大中孔隙、高中渗透类型。受沉积微相控制，主力油层连通性好，但层间、层内非均质严重，渗透率变化范围0.221～3.182μm2，平均渗透率为1.606μm2，渗透率极差大14.4，纯总厚度比仅0.2。在20℃下原油密度为0.9267～0.9573g/cm3，50℃下地面原油粘度为348～7092mPa·s，胶质沥青质含量为21.95%～44.4%，含蜡量为7.42%～15.58%，含硫0.17%～ 0.36%，凝固点为-1～18℃，地层水属碳酸氢钠型，矿化度为6280～10850mg/L，为普通稠油Ⅰ-2类。

1.开发现状

泌125断块H3V2-5层2015年8月对4口注入井进行试注聚，超高分子量聚合物注入性良好，含水下降10%，日增油13.4吨，取得良好的增油降水效果。2017年4月区块正式全面注聚，截至2022年3月累计注入溶液114.27万立方米，累注干粉2439.7吨，注入0.456PV，累计产液64.54万吨，累计产油7.74万吨，累计增油4.15万吨，吨聚干粉增油16.8吨，提高采收率2.67%,累计注采比1.17。2022年3月采油井开井39口，核实日产液338吨，日产油35.6吨，平均单井日产油0.9吨，综合含水率89.5%；注水井开井19口，日注水594立方米，月注采比1.37。

2.聚驱整体见效特征

2.1 特征一：油井见效呈现区域差异化

繁泌125断块聚驱油井见效层主要以H3Ⅴ32.3层为主，H3Ⅴ21.2.34251层表现为局部效。

从不同区域见效情况看，主体区和断层区的油井见效率较高，而靠近边水的区域油井见效率相对较低，主要是受构造、非均质性、注采井网完善程度、边水等因素的影响，形成区域差异化。整体见效率84%，其中主体区见效井17口，见效率74%；断层区见效井10口，见效率83%；边部见效井4口，见效率44%。

从分层见效情况看，H3Ⅴ2层目前见效率29%，见效井集中分布在注采对应关系好的主体区，而断层区零星井点见效，主要是由于主体区先期试注聚井套管单独注H3Ⅴ2层，保证了H3Ⅴ2层有效注入，促使油井见效。H3Ⅴ3层目前见效率66%，见效井集中分布在注采对应关系好的主体区及断层区，边水区零星井点见效，主要是主体区物性好吸聚能力较好，动用较好见效井较多；断层区受效方向相对单一，见效次之；边水区受边水能量较强见效较差。H3Ⅴ4、Ⅴ5层目前见效率37%，见效井主要位于物性较好区域及部分前期实施过油层改造措施油井，其余大部分油井尚未见效。

2.2 特征二：油井先见效、后见聚，且见效后产聚浓度上升快

由于受到油层非均质性井网井距及水驱优势方向影响，井距近、历史上窜流或渗流优势方向明显的单向受效油井，见效后易迅速形成聚合物窜流。比如油井古4919、古428井距近，油井古4308、古4209历史水驱存在窜流或优势方向明显，聚驱后见效较快。通过统计古4919、古4308等9口井的见效、见聚时间、产出液浓度变化情况，梳理、分析、总结得出区块部分见效油井表现为先见效、后见聚的特征，平均稳产时间为5个月，最短的仅为3个月。

3.聚驱开发存在问题

3.1 纵向层间吸水差异大，层间动用不均

泌125区块H3Ⅴ2-5层由于受沉积相影响，沉积层粗细混杂，分选差，物性变化大。纵向上单层渗透率分布范围0.69～2.77µm2，层间平均渗透率级差4.0；纵向渗透率变异系数一般在0.85～1.23之间，平均0.98。渗透率极差大导致吸水差异，剖面上主要沿高渗层H3Ⅴ32层单层突进，各层储量动用程度明显不均。

目前区块注聚井注入方式主要采用两级三段分注和油套分注，通过对22口注聚井的吸水剖面监测资料统计，结果表明H3Ⅴ32层和H3Ⅴ21.2层为强吸水层，也是聚合物窜流严重层，相对吸水量50%～85%，吸水强度在4～25m3/d·m。

从储量规模看，聚合物驱的7个单层中，H3V32、V33、V42、V51共4个单层叠合程度高，地质储量均大于30万吨，共160万吨，占单元总地质储量的72%。H3V21、V22、V23层储量规模相对较小，地质储量共56万吨，占单元总地质储量的28%。从动用情况看，H3Ⅴ21.2、Ⅴ32层采出程度较好分别为23.4%、29.1%；而H3Ⅴ23、Ⅴ31、Ⅴ33、Ⅴ42、Ⅴ51采出程度相对较低，在14%～18%区间内，各层动用状况不均衡。

3.2 平面储层非均质性强，聚窜加剧

平面上单井渗透率变异系数一般在0.02～1.70之间。每一小层都存在高渗带，如H3Ⅴ32层，渗透率范围0.2～10.1 µ m2，渗透率级差高达50.5，从H3Ⅴ32小层平面渗透率分布可得知，由于受沉积环境的影响，渗透率呈现出构造中部最高、其次是西部，而东部相对较低的分布特点。

受储层平面非均质性影响，在平面上注聚井不均匀推进，水线沿高渗区指进，见水后含水上升快，低渗区则见不到注聚效果。而且储层长期受注入水冲刷，注入水主要沿高渗透层突进，在强注强采的生产方式下，随注水倍数增加，造成大量出砂及微粒运移，使储层孔隙度、渗透率、泥质含量发生了很大变化，促使形成大孔道。储层注聚后在大孔道内极易形成聚窜通道，聚合物在油井突破后，油井生产表现出聚合物产出浓度上升快，日产油降低，含水回升。

3.3 部分油井聚驱见效后，聚合物堵塞能量下降

随着区块聚合物注入，油井持续见效，产出液聚合物浓度逐步上升之后，部分油井出现液量下降明显，供液不足现象。通过统计有8口井液量与见效期相比下降88吨，占区块液量下降比例的48%，严重制约着区块油井的产能发挥，同时也影响井组整体效果。比如古44051井见效期，日产液20吨，峰值日产油10吨，发生聚窜后产出液浓度1300mg/L，地层发生堵塞后油井日产液下降至4吨，日产油仅1吨，无沉没度，通过受效方向注聚井上调配注，改井供液能力均未改善，分析认为该井地层深部存在堵塞影响该井产能发挥。

4.调整对策

为了进一步改善区块开发效果，主要从注入端和采出端同时调整。一方面通过注入调整，控制高渗层，稳定中渗层，提高低渗层注水；另一方面对采油井层位进行调整，通过生产参数优化、调层堵水等措施，促使液流转向，确保油井见效。

4.1 配套调剖改善层间差异，确保均匀驱替

为了有效抑制窜流，2022年1月决定对区块实施阶段全面调剖，第一段塞单调强吸水层位和聚合物窜流层位H3Ⅴ32层和H3Ⅴ21.2层。选用双交联调剖剂体系，并结合不同井组生产特点，对注入量和配注浓度进行差异化调整。2022年1月25日进入现场实施调剖以来，通过对H3Ⅴ32层和H3Ⅴ21.2层的调整、成胶粘度逐步上升，目前部分井压力与调剖初期相比上升，区块6口采油井调剖见到效果，降水增油效果明显。比如油井古4806井从2月15日含水开始出现下降趋势，从100%下降到目前的88%、产聚浓度从987mg/L下降654mg/L，产能上升1.8吨，分析认为主要是受注聚井古4705井的H3Ⅴ3层调剖见效。油井古4508井2月15日液量、含水、产聚浓度逐渐下降，产能上升1吨，分析认为主要是受注聚井古4408井H3Ⅴ3层调剖见效。

4.2 优化细分重组，实现分层均衡动用

为了缓解纵向层间差异，结合油层物性资料及历史吸水状况，对注水层段进一步细分，有效启动低渗层，改善吸水剖面，扩大波及体积，提高油层动用程度。下步选取吸水差异大的、矛盾突出的古4407井实施油套分注，套管注H3Ⅴ2、Ⅴ3层，油管注H3Ⅴ4、Ⅴ5层，改善纵向吸水差异状况，进一步改善井组开发效果。

4.3 油井配套措施调整，提高油层动用程度

为了确保整体调剖效果，先期对5口采油井配套调层措施归层系。比如古4009 井2021年12月封堵Ⅳ5.8层，生产H3Ⅴ21.2 31.2.34251层，1月25日调剖以来，古4009初期液量含水下降，目前液量、含水保持稳定，产能上升1.3吨，结合对应注聚井古410压力注入情况分析认为主要是古410井H3Ⅴ2、3层调剖见效。

同时针对调剖过程中，部分采油井出现窜流加剧现象，已对部分油井采取限液或关停窜流井层措施，部分注聚井上调交联剂浓度，促使调剖剂侯凝封堵窜流通道。选择产聚浓度大于1200mg/L、能量充足的8口油井分别于3月24日、3月30日分批关停，促使液流转向，下步根据井组油井受效情况，安排开抽复产。

4.4 持续优化配套降粘解堵，改善原油流动性

针对原油粘度高、聚合物堵塞等造成部分油井液量低、生产效果差的问题，开展了古44051热处理、古4108热氮解堵试验取得一定成效，日增油3.3吨，累计增油350吨。下步综合考虑油井物性、地面管网、井下技术状况等因素，逐步探索配套适宜的降粘解堵方式和解堵半径等相关参数，确保解堵的有效性，进一步延长稳产期，改善生产效果。