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羅明壯

(中國石化河南油田分公司采油二廠，河南南陽  473400)

摘?要 ： 古城油田泌125斷塊自2017年4月全面投入聚驅開發以來，由于受沉積相影響，物性差異大，平面、縱向上非均質性強，聚驅過程中竄流加劇，造成驅油效率低，開發效果持續變差。本文在研究聚驅開發中見效特征、存在問題的基礎上，重點針對平、剖面矛盾，通過注采聯動調整，抑制竄流，控制含水上升率，從而改善區塊整體開發效果。

關鍵詞：古城油田；聚合物驅；見效特征；注采調整

中圖分類號： TE3 文獻標識碼:  A 文章編號：1671-2064(2022)10-0022-03

古城油田位于泌陽凹陷西北斜坡帶。泌125斷塊位于古城油田中部，南北分別與泌124、泌淺10斷塊相鄰，為東西相交的兩條反掉弧形正斷層形成的地壘式斷鼻氣頂邊水油氣藏，斷鼻兩翼與軸部地層基本相同，地層傾角約為9°～140°。含油面積1.33平方千米，地質儲量416萬噸，其中，主力層系H3Ⅴ2-5層由8個單層組合，層系厚度11.9米，含油面積1.12 平方千米，地質儲量223萬噸，平均孔隙度28.5%，屬大中孔隙、高中滲透類型。受沉積微相控制，主力油層連通性好，但層間、層內非均質嚴重，滲透率變化范圍0.221～3.182μm²，平均滲透率為1.606μm²，滲透率極差大14.4，純總厚度比僅0.2。在20℃下原油密度為0.9267～0.9573g/cm³，50℃下地面原油粘度為348～7092mPa·s，膠質瀝青質含量為21.95%～44.4%，含蠟量為7.42%～15.58%，含硫0.17%～ 0.36%，凝固點為-1～18℃，地層水屬碳酸氫鈉型，礦化度為6280～10850mg/L，為普通稠油Ⅰ-2類。

1.開發現狀

泌125斷塊H3V2-5層2015年8月對4口注入井進行試注聚，超高分子量聚合物注入性良好，含水下降10%，日增油13.4噸，取得良好的增油降水效果。2017年4月區塊正式全面注聚，截至2022年3月累計注入溶液114.27萬立方米，累注干粉2439.7噸，注入0.456PV，累計產液64.54萬噸，累計產油7.74萬噸，累計增油4.15萬噸，噸聚干粉增油16.8噸，提高采收率2.67%,累計注采比1.17。2022年3月采油井開井39口，核實日產液338噸，日產油35.6噸，平均單井日產油0.9噸，綜合含水率89.5%；注水井開井19口，日注水594立方米，月注采比1.37。

2.聚驅整體見效特征

2.1特征一：油井見效呈現區域差異化

繁泌125斷塊聚驅油井見效層主要以H3Ⅴ32.3層為主，H3Ⅴ21.2.34251層表現為局部效。

從不同區域見效情況看，主體區和斷層區的油井見效率較高，而靠近邊水的區域油井見效率相對較低，主要是受構造、非均質性、注采井網完善程度、邊水等因素的影響，形成區域差異化。整體見效率84%，其中主體區見效井17口，見效率74%；斷層區見效井10口，見效率83%；邊部見效井4口，見效率44%。

從分層見效情況看，H3Ⅴ2層目前見效率29%，見效井集中分布在注采對應關系好的主體區，而斷層區零星井點見效，主要是由于主體區先期試注聚井套管單獨注H3Ⅴ2層，保證了H3Ⅴ2層有效注入，促使油井見效。H3Ⅴ3層目前見效率66%，見效井集中分布在注采對應關系好的主體區及斷層區，邊水區零星井點見效，主要是主體區物性好吸聚能力較好，動用較好見效井較多；斷層區受效方向相對單一，見效次之；邊水區受邊水能量較強見效較差。H3Ⅴ4、Ⅴ5層目前見效率37%，見效井主要位于物性較好區域及部分前期實施過油層改造措施油井，其余大部分油井尚未見效。

2.2 特征二：油井先見效、后見聚，且見效后產聚濃度上升快

由于受到油層非均質性井網井距及水驅優勢方向影響，井距近、歷史上竄流或滲流優勢方向明顯的單向受效油井，見效后易迅速形成聚合物竄流。比如油井古4919、古428井距近，油井古4308、古4209歷史水驅存在竄流或優勢方向明顯，聚驅后見效較快。通過統計古4919、古4308等9口井的見效、見聚時間、產出液濃度變化情況，梳理、分析、總結得出區塊部分見效油井表現為先見效、后見聚的特征，平均穩產時間為5個月，最短的僅為3個月。

3.聚驅開發存在問題 

3.1 縱向層間吸水差異大，層間動用不均

泌125區塊H3Ⅴ2-5層由于受沉積相影響，沉積層粗細混雜，分選差，物性變化大。縱向上單層滲透率分布范圍0.69～2.77μm²，層間平均滲透率級差4.0；縱向滲透率變異系數一般在0.85～1.23之間，平均0.98。滲透率極差大導致吸水差異，剖面上主要沿高滲層H3Ⅴ32層單層突進，各層儲量動用程度明顯不均。

目前區塊注聚井注入方式主要采用兩級三段分注和油套分注，通過對22口注聚井的吸水剖面監測資料統計，結果表明H3Ⅴ32層和H3Ⅴ21.2層為強吸水層，也是聚合物竄流嚴重層，相對吸水量50%～85%，吸水強度在4～25m³/d·m。

從儲量規?？?，聚合物驅的7個單層中，H3V32、V33、V42、V51共4個單層疊合程度高，地質儲量均大于30萬噸，共160萬噸，占單元總地質儲量的72%。H3V21、V22、V23層儲量規模相對較小，地質儲量共56萬噸，占單元總地質儲量的28%。從動用情況看，H3Ⅴ21.2、Ⅴ32層采出程度較好分別為23.4%、29.1%；而H3Ⅴ23、Ⅴ31、Ⅴ33、Ⅴ42、Ⅴ51采出程度相對較低，在14%～18%區間內，各層動用狀況不均衡。

3.2  平面儲層非均質性強，聚竄加劇

平面上單井滲透率變異系數一般在0.02～1.70之間。每一小層都存在高滲帶，如H3Ⅴ32層，滲透率范圍0.2～10.1μm²，滲透率級差高達50.5，從H3Ⅴ32小層平面滲透率分布可得知，由于受沉積環境的影響，滲透率呈現出構造中部最高、其次是西部，而東部相對較低的分布特點。

受儲層平面非均質性影響，在平面上注聚井不均勻推進，水線沿高滲區指進，見水后含水上升快，低滲區則見不到注聚效果。而且儲層長期受注入水沖刷，注入水主要沿高滲透層突進，在強注強采的生產方式下，隨注水倍數增加，造成大量出砂及微粒運移，使儲層孔隙度、滲透率、泥質含量發生了很大變化，促使形成大孔道。儲層注聚后在大孔道內極易形成聚竄通道，聚合物在油井突破后，油井生產表現出聚合物產出濃度上升快，日產油降低，含水回升。

3.3  部分油井聚驅見效后，聚合物堵塞能量下降

隨著區塊聚合物注入，油井持續見效，產出液聚合物濃度逐步上升之后，部分油井出現液量下降明顯，供液不足現象。通過統計有8口井液量與見效期相比下降88噸，占區塊液量下降比例的48%，嚴重制約著區塊油井的產能發揮，同時也影響井組整體效果。比如古44051井見效期，日產液20噸，峰值日產油10噸，發生聚竄后產出液濃度1300mg/L，地層發生堵塞后油井日產液下降至4噸，日產油僅1噸，無沉沒度，通過受效方向注聚井上調配注，改井供液能力均未改善，分析認為該井地層深部存在堵塞影響該井產能發揮。

4.調整對策

為了進一步改善區塊開發效果，主要從注入端和采出端同時調整。一方面通過注入調整，控制高滲層，穩定中滲層，提高低滲層注水；另一方面對采油井層位進行調整，通過生產參數優化、調層堵水等措施，促使液流轉向，確保油井見效。

4.1  配套調剖改善層間差異，確保均勻驅替

為了有效抑制竄流，2022年1月決定對區塊實施階段全面調剖，第一段塞單調強吸水層位和聚合物竄流層位H3Ⅴ32層和H3Ⅴ21.2層。選用雙交聯調剖劑體系，并結合不同井組生產特點，對注入量和配注濃度進行差異化調整。2022年1月25日進入現場實施調剖以來，通過對H3Ⅴ32層和H3Ⅴ21.2層的調整、成膠粘度逐步上升，目前部分井壓力與調剖初期相比上升，區塊6口采油井調剖見到效果，降水增油效果明顯。比如油井古4806井從2月15日含水開始出現下降趨勢，從100%下降到目前的88%、產聚濃度從987mg/L下降654mg/L，產能上升1.8噸，分析認為主要是受注聚井古4705井的H3Ⅴ3層調剖見效。油井古4508井2月15日液量、含水、產聚濃度逐漸下降，產能上升1噸，分析認為主要是受注聚井古4408井H3Ⅴ3層調剖見效。

4.2  優化細分重組，實現分層均衡動用

為了緩解縱向層間差異，結合油層物性資料及歷史吸水狀況，對注水層段進一步細分，有效啟動低滲層，改善吸水剖面，擴大波及體積，提高油層動用程度。下步選取吸水差異大的、矛盾突出的古4407井實施油套分注，套管注H3Ⅴ2、Ⅴ3層，油管注H3Ⅴ4、Ⅴ5層，改善縱向吸水差異狀況，進一步改善井組開發效果。

4.3  油井配套措施調整，提高油層動用程度

為了確保整體調剖效果，先期對5口采油井配套調層措施歸層系。比如古4009 井2021年12月封堵Ⅳ5.8層，生產H3Ⅴ21.2 31.2.34251層，1月25日調剖以來，古4009初期液量含水下降，目前液量、含水保持穩定，產能上升1.3噸，結合對應注聚井古410壓力注入情況分析認為主要是古410井H3Ⅴ2、3層調剖見效。

同時針對調剖過程中，部分采油井出現竄流加劇現象，已對部分油井采取限液或關停竄流井層措施，部分注聚井上調交聯劑濃度，促使調剖劑侯凝封堵竄流通道。選擇產聚濃度大于1200mg/L、能量充足的8口油井分別于3月24日、3月30日分批關停，促使液流轉向，下步根據井組油井受效情況，安排開抽復產。

4.4  持續優化配套降粘解堵，改善原油流動性

針對原油粘度高、聚合物堵塞等造成部分油井液量低、生產效果差的問題，開展了古44051熱處理、古4108熱氮解堵試驗取得一定成效，日增油3.3噸，累計增油350噸。下步綜合考慮油井物性、地面管網、井下技術狀況等因素，逐步探索配套適宜的降粘解堵方式和解堵半徑等相關參數，確保解堵的有效性，進一步延長穩產期，改善生產效果。

5.結論

（1）古城油田泌125斷塊聚合物驅后，平、剖面矛盾突出，聚竄影響加劇，開發效果變差，只有不斷攻關配套適宜的調剖技術從源頭治理，同時配套細分重組、動態調配等措施，才能有效改善區塊開發效果。

（2）要依據注入井所處位置、層間差異情況及吸水狀況，優化了聚合物注入層段和聚合物注入濃度，采取濃度差異化注入。一方面有利于控制高滲透層注入，減緩或控制聚合物沿高滲透層段竄流，影響聚合物驅的開發效果；另一方面可以加強中低滲透層的注入，擴大聚合物驅縱向波及體積，達到改善開發效果并提高采收率的目的。

（3）要根據整體動態變化，及時對油井生產參數優化、配套調層堵水等措施，促使液流轉向，確保油井受效，才能進一步提升油井產能。

（4）針對原油粘度高、聚合物堵塞現象影響油井產能發揮井，通過現場摸索試驗，以熱的形式解堵取得一定成效，為了確保熱解堵的有效性，不斷論證確定合理的解堵半徑是關鍵。對油藏條件相似的其他聚驅單元，有一定的借鑒意義。

參考文獻

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[3] 薛國勤,孔柏嶺,黎錫瑜,等.河南油田聚合物驅技術[J].石油地質與工程,2009,23(3):50-52．

收稿日期：2022-04-13

作者簡介：羅明壯（1988—），男，海南澄邁人，本科，采油工程師，研究方向：油藏開發管理。

Effect Analysis and Adjustment Countermeasures of Polymer Flooding Development of Bi 125 Fault Block in Gucheng Oilfield

LUO  Mingzhuang

(No.2 Oil Production Plant, Henan Oilfield Branch of Sinopec, Nanyang  Henan  473400)

Abstract:Since the fully deployment of polymer flooding on the Bi 125 fault block in Gucheng Oilfield in April 2017, the development effect continues to deteriorate. The channeling intensifies and the oil displacement efficiency goes low during the polymer flooding due to the influence of sedimentary facies, the great variation on physical properties, and the strong planar and vertical heterogeneity.On the basis of studying the effective characteristics and existing problems in the development of polymer flooding, this paper focuses on the contradiction between the lateral and vertical profiles. The channeling flow is suppressed and the water cut rise rate is controlled through the joint adjustment of injection and production. Thus, the overall development effect of the block has been improved.

      Key words:Gucheng Oilfield;polymer flooding;effective characteristics;injection-production adjustment