刘颂

前言：

我廠所辖外围油田均为低渗透油藏，石油地质储量3144×10⁴t，占我厂储量的1/4，年产油12.2×10⁴t，占我厂产量的1/3，受储层物性及裂缝发育影响，常规注水开发水淹水窜严重，虽然通过周期注水、线性注水取得一定效果，但仍未根本解决区块开发矛盾，产量递减居高不下（在30%左右）。为根本解决区块开发矛盾，引进油公司深度二次开发理念，优选B14块主力区域2个井组实施二次开发深部调驱试验，实施后取得显著效果，实现产量翻番。调驱试验的成功，对区块规模调驱的实施及同类低渗透裂缝性油藏的有效开发具有指导意义。

1.开发存在的主要问题

1.1裂缝发育，平面及层间矛盾突出

区块九上段发育有两组裂缝方向，即Ⅰ油层组发育北西-南东向和南西向两组裂缝;Ⅲ油层组发育北东向一组裂缝;压裂后的主要裂缝方向为北东向。受此影响注入水沿裂缝突进，主向油井产液量变化不大，但含水上升速度快，水淹快;侧向油井见效程度低，油井低压低产。统计4口井的微地震水驱前缘测试资料，水驱波及长度在120～180米之间，水驱波及宽度在80～95米之间，水驱波及范围较小，优势水驱方向明显，测试结果与实际生产中注水见效情况基本符合，反映了区块水驱方向性强的注水特点。

统计近年年吸水剖面资料，注水厚度为1097.9米/407层，吸水厚度为454.5米/175层，水驱储量动用程度在41%左右。其中Ⅰ1、Ⅰ2、Ⅰ3和Ⅲ组吸水厚度占射开厚度的比例分别为38.3%、41.2%、58.4%、37.5%，纵向上各层位水驱储量动用程度最大相差20%，层间矛盾突出。

1.2开发方式效果差，不能有效解决区块开发矛盾

自区块转入注水开发以来，积极探索适合区块开发特点的注水方式，细化注水参数，分区域、分层位进行“二分”注水，并在区块西南部进行线性注水试验，均取得了一定的效果，但仍无法有效解决区块的开发矛盾，区块自然递减率居高不下，在30%左右，根据甲型水驱特征曲线预测区块的水驱采收率为17.7%，达不到标定采收率（20%），开发效果较差。

2.主要做法

针对油藏开发过程中存在的各种问题，在油公司二次开发、深度开发理念指导下，依据弱凝胶具有封堵和驱替的双重效果，对包14块主力区域2个井组实施二次开发深部调驱试验。

2.1调驱区域的选择

针对低渗透裂缝性油藏调驱可能存在封堵差或封堵后注不进的风险，为此优选储层及油层发育、剩余油相对富集的B12-02和B14-04井组进行调驱先导试验，该区域处于Ⅰ油组主体部位，构造落实，储层及油层发育，平均单井有效厚度达22m，连通状况良好，连通系数在92%;水淹程度低、剩余油富集;注水见效情况较好，11口油井有9口井见到注水效果，见效比例达82%;水驱储量控制程度96%，水驱储量动用程度低，仅39.8%。

2.2调驱体系的优化

调驱配方采用铬交联的弱凝胶携带体膨颗粒体系，针对裂缝发育的问题，采用高强度体膨颗粒凝胶强化体系（体膨颗粒粒径0.38～0.83mm）进行封堵，为了防止裂缝封堵后出现注不进的问题，主体系采用中低强度有机铬凝胶体系，分三个段塞注入，设计注入体积0.022PV，平均单井设计注入量1.5×10⁴m³。

3.实施效果

区块调驱试验进入现场实施，注入主体系1（0.2%聚丙烯酰胺+0.2%有机铬），单井日注调驱剂50m³，注水压力7.5MPa，至2012年2月13日，阶段累注调驱剂0.7074×10⁴m³，注水压力上升至8.8MPa，因注水井压力上升缓慢，次年2月转注强化体系（0.2%聚丙烯酰胺+0.2%有机铬+0.1%体膨），3月体膨颗粒浓度提高到0.2%，4月10日体膨颗粒浓度提高至0.3%，至5月体膨颗粒打完，注水压力上升至10MPa，转注主体系1（0.2%聚丙烯酰胺+0.2%有机铬），同年12月两口井累注调驱剂2.6×10⁴m³，注水压力10.8MPa。

3.1注水压力上升，强吸水层得到有效封堵

调驱前后对比，2口井注水压力由6.8MPa上升至12.5MPa，平均单井上升5.7MPa，强吸水层得到有效封堵。

3.2吸水剖面得到明显改善，层间矛盾得到缓解

目前水井水驱储量动用程度为52.2%，与调驱前相比提高了12.4%，吸水剖面得到一定改善，限制强吸水层7.8m/4层，相对吸水量由88.4%下降到32.5%，启动新层25.5m/14层，层间矛盾得到缓解。同时分析前后吸水剖面显示，注采剖面逐渐对应，主要产液层和吸水层逐渐匹配。

3.3水线推进速度减缓，平面矛盾得到缓解

对比对应两次示踪剂监测结果，调驱后见效井由2口增加到4口，水驱方向改变，水驱波及体积增加;注入水推进速度由10.9m/d下降到6.1m/d，水线推进速度减缓，平面矛盾得到缓解。

3.4自然递减率显著下降，稳产基础得到加强

调驱井组自然递减率下降，由调驱前的36.9%下降到不递减，区域快速递减趋势得到控制，稳产基础得到加强。

3.5含水下降，产油量上升

调驱井组控制油井11口，与调驱前对比，含水由71.4%下降到目前的56.3%，下降15.1%，日产油由10.8t上升到23.9t，产量翻倍。

11口井中有10口井见到调驱效果，见效比例达91%，见效初期平均单井日产液由3.3t上升到3.7t，日产油由0.9t上升到1.3t，含水由72%下降到64%，平均动液面由938m上升到915m，目前平均单井日产液4.9t，日产油2.3t，含水54%，液面879m，井组累增油1614t，平均单井累增油161.4t。

3.6规模实施效果

在2个试验井组取得较好效果基础上，9月份扩大调驱5个井组，阶段累注入调驱剂0.6万方，注水压力由7.3MPa上升至9.4MPa，其中9月初先实施的B10-6、B12-4井组对应5口油井已经见到较好效果，也实现产量翻番。

结论与认识

（1）深部调驱作为辽河油田千万吨稳产的支撑技术之一，在低渗透油藏的试验成功为辽河油田同类油藏转变开发方式，实施调驱调剖、火驱+常规水驱、空气驱开发等指明了方向。

（2）加强理论与实践相结合，室内研究与现场试验相结合，从油藏类型、调驱体系、调驱时机等方面不断总结分析，更好的指导和支撑深部调驱工作的全面展开。