葡北油田深部调驱动态跟踪调整技术研究与应用

邵金祥

（黑龙江省大庆市大庆油田第七采油厂，黑龙江 大庆163517）

深部调驱技术在“调”的基础上又结合了“驱”的效果，具有调堵和驱替的双重作用。既能有效改善油层深部非均质性，扩大注水波及体积，又能提高驱油效果，从而达到提高采收率的目的。从调驱体系上看，调驱剂与调剖剂相似，是一种凝胶类产品，通过主剂与辅剂发生交联反应，可形成凝胶，有效提高体系粘度，具有调剖和驱替的作用。

1 地质概况

葡北油田处于松辽盆地北部沉积体系大庆长垣南部葡萄花油田三角洲内前缘和外前缘沉积相带上，开发对象为葡I 组油层。砂体呈片状、条带状、断续条带状及透镜体或零星分布，砂体发育具有规模小、油层少而薄的特点，空气渗透率298×10-3μm2。“十二五”以来，葡北油田已进入特高含水开发期，含水高达93.3%，采出程度仅为30.0%，水驱挖潜的难度逐年加大。为探索葡北油田特高含水期进一步提高采收率新途径，2013～2018 年开展了深部调驱现场试验，试验区含油面积1.22km2，地质储量118.8×104t，注入井9 口，采出井24 口，平均单井砂岩厚度13.3m，有效厚度8.7m，优选复合离子聚合物凝胶体系为本次现场试验调驱体系。

2 深部调驱动态跟踪调整关键技术

2.1 注入参数跟踪优化调整

以生产动态为依据，以注采平衡为原则，充分考虑深部调驱不同阶段开发特点进行合理注入速度设计和允注压差控制，优化调驱体系注入浓度。注入初期：处于调驱未受效或含水下降阶段，坚持低速注入，确保注入压力平稳上升,调驱逐步受效，注入速度控制在0.04 ～0.05PV/a，允注压差控制在2.0 ～2.5MPa，聚合物浓度控制在800～1000mg/L，交联剂浓度控制在1400～1800mg/L；注入中期：处于含水低值期，应加快注入速度，确保注采平衡, 努力提高调驱效果，注入速度控制在0.05～0.07PV/a，允注压差控制在1.0～2.0MPa，聚合物浓度控制在700～900mg/L，交联剂浓度控制在1400～1800mg/L；注入后期：处于含水回升期，需控制注入速度，控制含水回升，进一步保持调驱效果，注入速度控制在0.05～0.06PV/a，允注压差控制在0.5～1.0MPa，聚合物浓度控制在700～1000mg/L，交联剂浓度控制在1400～1800mg/L。同时，结合单井存在的实际问题和实际注入能力，根据井区采出井见效程度，建立注入压力及注入体积关系图版，指导分类调整。针对注入压力低、注入体积小井区，加强注入；针对注入压力高、注入体积小井区，需通过措施手段增强注入能力；针对注入压力高、注入体积大井区，需控制注入速度；针对注入压力低、注入体积大井区，适当提高注入浓度，保持注入速度。调驱试验过程中，共优化调整单井注入量154 井次，及时调整注入浓度106 井次。

2.2 注入井措施降压增注

针对调驱过程中注入压力较高的井积极采取降压增注措施。主要措施为：大排量洗井、酸化解堵、压裂。大排量洗井：针对短期内注入压力上升快或注入困难井实施大排量洗井，一般洗井周期4～6 个月。首先，依靠地层压力对地层近井地带的堵塞物进行返吐，直至返排瞬时流量低于10m3/h；其次，利用干线高压来水对注入管线进行冲洗，洗井总量在20m3以上；最后，利用干线高压来水对井筒进行反冲洗，瞬时排量不低于20m3/h，直至洗井进出口水质一致。酸化解堵：近井地带污染严重、近半年内新增注入困难井或大排量洗井效果差井可组织实施酸化解堵。一般，注入压力较全区高1.5MPa 以上、距破裂压力小于2MPa，吸水厚度比例大于70%，单层吸水比例小于40%。在酸化配方优选上，为了使酸化效果最佳，通过对注入体系、井底返吐物及管线内壁附着物进行室内实验研究，确定最佳酸化治理方案，组合应用降解剂、清洗液及酸液的方式进行降压治理。压裂：常规措施效果差井可进一步实施压裂改造，一般平面注入压差大于2MPa、注入压力距破裂压力小于2MPa、吸水厚度比例小于70%、全井有效厚度大于4m。

试验以来，共实施大排量洗井46 井次、酸化6 井次。46 口大排量洗井，平均洗井周期6～8 个月，平均注入压力下降0.7MPa，效果较好；针对洗井无效井实施酸化解堵，平均注入压力下降1.1MPa。

2.3 油井合理流压控制

未见效期及含水下降期：坚持高含水井高流压、低含水井低流压原则，将流压控制在4～7MPa，促进调驱剂均衡推进；含水低值期：坚持低流压原则，将流压控制在2～4MPa，提高调驱效果；含水回升期：坚持“高见聚井高流压、低见聚井低流压”原则，流压控制在3～6MPa，控制含水回升速度。注入初期平均流压控制在4.89MPa 左右，调驱剂注入0.02PV 后，采出井陆续见效，为了扩大调驱波及体积，提高调驱开发效果，结合不同井组见效情况，对单井流压进行个性化控制，流压下降到4.5MPa 左右；在调驱见效高峰期，含水进一步下降，流压进一步控制到3.5MPa 以下；含水回升期，针对采聚浓度高、含水回升快的井调小参数，流压略有上升，流压控制在4.0MPa 左右。共实施换泵及参数调整218 井次，其中，换大泵11 井次，调大参97 井次，换小泵10 井次，调小参100 井次。

2.4 油井压裂提效增效

调驱过程中，对采出井生产情况进行实时跟踪分析，综合分析储层发育、剩余油分布及生产动态变化等动静态资料，适时开展油井压裂措施，进一步提高了调驱见效程度。含水下降及回升期，按照主河道适当控制规模、接替层最大动用的思路，对主河道砂体选择性压裂，防止含水回升过快；接替层适当加大砂量，薄差层采取压前挤酸工艺，提高泄油能力，共实施油井压裂5 井次，其中含水下降期3 井次，含水回升期2 井次。含水低值期，按照最大限度发挥调驱效果思路进行主河道整体改造，同时结合连通方式及产液降幅情况对部分主河道砂体采取多裂缝压裂，提高油井产能，期间共实施油井压裂9 井次。在压裂选层上，压裂层位以渗透率200×10-3μm2以上层为主，连通较好，但产液比例较低；在压裂时机上，见效井含水降幅在5 个百分点以上，产液量下降幅度在20%以上且沉没度较低；在压裂工艺上，主力厚油层以多裂缝压裂为主，非主力层以普通压裂为主。

累计共实施油井压裂14 井次，初期平均单井日增液10.9t，日增油4.1t，含水下降9.2 个百分点，平均单井累积增油1118t，有效期达到了560 天。

3 深部调驱效果

深部调驱试验于2013 年11 月开始注入，2018 年10 月结束注入，转后续水驱，累积注入调驱剂66.61×104m3，注入地下孔隙体积0.275PV，截至2019 年8 月，累积增油6.82×104t，阶段提高采收率5.74 个百分点。注入压力上升4.4MPa，见效油井比例95.8%，含水最大降幅7.16 个百分点，油层动用比例达到83.8%，较调驱前提高18.2 个百分点。

4 结论与认识

葡北油田深部调驱现场试验表明，进入特高含水期，深部调驱是进一步提高采收率的有效途径，复合离子聚合物凝胶调驱体系适合葡北油田地质条件。及时有效的动态跟踪调整是调驱效果的根本保障，需重点做好注入参数优化调整、注入井措施降压增注、油井合理流压控制及油井压裂引效增效等四方面工作。