孟 勇 （中国石油大学 （华东）石油工程学院，山东 东营257061 中石化胜利油田分公司孤岛采油厂，山东 东营257231）

宋汝强，宋荣美，景素霞，邓 平 （中石化胜利油田分公司孤岛采油厂，山东 东营257231）

孤岛油田中二中Ng3－5注聚扩大区后续水驱提高采收率技术研究

孟 勇 （中国石油大学 （华东）石油工程学院，山东 东营257061 中石化胜利油田分公司孤岛采油厂，山东 东营257231）

宋汝强，宋荣美，景素霞，邓 平 （中石化胜利油田分公司孤岛采油厂，山东 东营257231）

孤岛油田中二中扩大区作为Ⅱ类注聚油藏，其特有的开发井网方式、油藏类型和开发历史无章可循。在转入后续水驱的半年时间中，在认真分析影响聚合物驱向水驱平稳过渡因素的基础上，摸索出了一套适合中二中扩大区实现平稳过渡的注采调整技术，可以为孤岛油田其他二类注聚油藏的后续水驱调整提供借鉴。

Ⅱ类油藏；开发；调整；产液结构 ；聚合物驱油

1 开发概况

孤岛油田中二中Ng3－5单元为河流相正韵律沉积的疏松砂岩油藏，是一个典型的Ⅱ类沉积油藏，截止2010年2月，中二中Ng3－5注聚扩大区油井开井74口，日产液水平5966t，日产油水平402t，综合含水93.3%，平均动液面254m；水井开井40口，日注水量4991m3，月注采比0.83。

2 影响扩大区平稳过渡因素分析

转后续水驱后，驱替介质粘度大幅下降，水相渗透率显著提高，油水间界面张力变小，易发生后续注水突破聚合物段塞现象，因此由聚合物驱向水驱平稳过渡的风险较大。对中二中Ng3－5注聚扩大区的井网方式、油藏类型、开发历史进行深入研究，确立了影响扩大区平稳过渡的几个因素。

2.1 开发井网方式复杂

中二中Ng3－4单元1972年5月投产，1975年8月采用四点法投入注水开发，1988年井网调整为七点法井网。水驱开发过程中，中二中Ng3－4单元经过了2次井网演变，形成了目前的七点法强注强采井网，每口油井周围有6口水井，并且因下层系油井不断上返，在同一井组中有不同井距的几口油井，井间干扰现象严重，加剧了井网的复杂性，也加剧了平稳过渡的难度。

中二中Ng5单元于1982年6月投产，1985年采用反九点法注采井网至今，这种井网方式注水井少采油井多，油水井比例3∶1，是几种井网中较弱化的水驱井网，所以聚合物驱要求单井注入强度大，这势必造成剪切大，并且井距近，原油粘度高，极易造成注入突进。

2.2 地层非均质性严重

中二中Ng3－4单元属于典型的曲流河沉积油藏，曲流河道极为发育，占60%，泛滥平原亚相占20%，其中先导区位于河道亚相。中二中Ng3－4单元渗透率2.26μm2，渗透率变异系数达0.7；中二中Ng5单元沉积相为过渡型河流沉积，以河道砂坝及河道充填两个微相沉积为主，渗透率1.34μm2，渗透率变异系数达0.7。这2个单元较高的渗透率变异系数高表明油层大孔道较发育。

2.3 油层伤害严重

中二中Ng3－4单元于1991年实施强注强采，在开井数基本不变的情况下，单元日液水平由1991年的12927t上升到1991年11月的20586t，在10个月的时间中增长了59.25%，综合含水由88.9%上升为92%。注水开发本身使得充填于储层孔隙内的粘土矿物的分布形态和含量起了变化，导致储层的孔隙度和渗透率增加，尤其是高含水期使用七点法强注强采井网后，泥质含量不断减少，渗透率明显增大。

3 扩大区平稳过渡技术研究与实施

受上述种种不利因素影响，中二中Ng3－5注聚扩大区的后续水驱注采调整不能照搬照抄孤岛油田其他注聚单元的做法。笔者充分考虑了聚合物驱后剩余油分布规律、滞留聚合物对油层物性的影响以及后续水驱初期油水渗流关系的变化，在认真分析上述种种不利因素的基础上，制定了一套保障扩大区平稳过渡的注采调整技术。

3.1 小层精细调整，提高非主力层动用程度

从中二中试验区新井水淹层测井解释油井剩余油饱和度来看，非主力层Ng3－4的剩余油饱和度为48.4%，Ng42层的剩余油饱和度仍然为40.6%，因此非主力层在聚合物驱后仍然有较大的挖掘潜力。为提高非主力层动用程度，确立了以下措施。

1）及时调剖，改善注入剖面 注聚后期，固有的层间非均质性加上聚合物在油层中不均衡的滞留率决定了各小层注入能力差异较大［1，2］。以Ng3层为例，统计注聚后期的监测资料显示Ng32、33、34、35层吸聚百分比分别为0.5%、3%、10%、86.5%，这大大阻碍了非主力层的动用程度。转后续水驱后，及时对部分水井实施调剖，改善注入剖面，提高小层驱油效率。目前，共实施调剖井18口，平均油压由7.0MPa上升为9.0MPa，启动压力由5.1MPa上升为6.9MPa。

2）封堵大孔道，降低高渗层吸水指数 在主河道砂体底部，由于粒度粗，当胶结作用不强时，可形成异常高渗段。在水驱过程中，则可能形成注入水窜流的通道，即 “大孔道”，在大孔道中，流体在近乎管状的状态下流动，渗流阻力小，主力层与非主力层的注入能力差异极大。因此，共优选了2口油井实施调剖，平均见聚浓度由调剖前的968mg/L下降为调剖后的168mg/L，表明大孔道得到了有效的封堵。

3）改善产液结构，释放低渗层压力 非主力层的动用程度较差的一个重要原因是采液井点较少，井网不完善，储量的井控程度较差，砂体内压力得不到及时释放。因此要完善低渗层井网，提高其储量控制程度，并提高低渗层的采液强度，及时释放层内压力，从而加大低渗层的水洗程度。转后续水驱后，通过补孔改层共完善低渗层井网2井次，低渗层油井提液5井次，通过改善高低渗层的产液结构，有效的释放了低渗层压力。

3.2 降低注入强度，抑制后续水突破聚合物段塞

中二中Ng3－4单元采用七点法井网，中心井油层厚度大，井控面积大，可采储量丰度大，是聚合物驱时期的增油支柱。2003年11月中二中Ng3－4扩大区进入全面见效阶段后，中心井产量占单元产量百分比不断升高，由2003年11月的37.4%上升为2004年12月的48.0%。因此转后续水驱后，如何抑制后续水突破聚合物段塞，最大限度减缓中心井含水回返速度是亟待解决的问题。

3.3 协调边角压力场，减少聚合物外溢

中二中Ng3－4扩大区与中二中Ng3－4先导区交接区域共有10口油井，6口水井。在中二中Ng3－4扩大区注聚时期，对位于交接带的先导区水井实施降注，形成扩大区与先导区之间的压差，保障了边角井的二次见效。2004年12月交接带扩大区水井平均油压为9.3MPa，先导区水井平均油压8.0MPa，这必然导致聚合物从扩大区向先导区外溢，为最大限度利用交接带的残留聚合物段塞，最大限度延缓边角井含水上升速度，必须协调边压力场，减少聚合物外溢。

4 效果评价

与一类注聚油藏对比，转后续水驱见聚浓度大于500mg/L井占开井数的百分比始终低于中二南，地层残留聚合物保存较好；从中二中Ng3－5注聚扩大区霍尔曲线上可以看出，转后续水驱后，曲线斜率基本不发生偏移，表明聚合物段塞强度依然较大。

转入后续水驱5年来，中二中Ng3－5注聚扩大区转后续水驱5个月含水由85.4%上升为87.4%，上升2个百分点，单元产量由676t/d下降为638t/d，下降了5.62%。与其他单元对比，中二南转后续水驱后5个月含水上升3.7个百分点，单元产量递减29.1%。目前单元已经转入后续水驱开发5年多，通过实施补孔、防砂、扶停等措施，单元开发水平保持在较高水平，水驱采收率达到了52.81%。

与数模预测相比，孤二区中二中Ng3－5注聚扩大区含水变化趋势好于数模预测，含水上升率小于数模预测。目前中二中Ng3－5注聚扩大区已累计增油36.66×104t，吨聚增油21.99t。

［1］葛家理.油气层渗流学 ［M］.北京：石油工业出版社，1985.

［2］刘玉章.聚合物驱提高采收率技术 ［M］.北京：石油工业出版社，2006.

Enhanced Oil Recovery by Subsequent Water Flooding in Ng3－5Expanding Area of Zhong'er Region of Gudao Oilfield

MENG Yong，SONG Ru－Qiang，SONG Rong－mei，JING Su－xia，DENG Ping（First Author's Address：College of Petroleum Engineering，China University of Petroleum，Dongying257061，Shandong，China；Gudao Oil Production Plant，Shengli Oilfield Company，SINOPEC，Dongying257231，Shandong，China）

Ng3－5expanding area of Zhong'er Region of Gudao Oilfield was uncompacted sandstone reservoir with fluvial facies positive rhythm，which was a typical Ⅱ sedimentary reservoir.Appropriate methods and rules were proposed by analyzing the development situation ofⅡSedimentary reservoir，geologic characteristics and characteristics of reservoirs.It provides the incremental oil effect of enhancing the development level by turning into subsequent water flooding by regulating the injection situation of polymers.

Ⅱtype of sedimentary reservoir；development；adjustment；fluid production composition；polymer

TE357.46

A

1000－9752（2011）06－0336－02

2011－05－22

孟勇 （1974－），男，1997年大学毕业，工程师，硕士生，现主要从事油田开发研究工作。

［编辑］ 苏开科