摘要：海外河油田海1块为普通稠油层状边水油藏，含油面积5.9平方公里，地质储量1227万吨，油藏埋深1600-2100米，地下原油粘度28-73毫帕/秒;1989年投入开发以来，先后经历基础井网、边部注水、局部细分层系、全面注水、深部调驱等开发阶段，目前采出程度44.0%，常规水驱及深部调驱面临的问题已很难改善开发效果，亟需转换开发方式，进一步提高油藏采收率。

关键词：构造 岩性 普通稠油 化学驱 配方体系 采收率

1 引言

海外河油田海1块构造上位于大洼断层的上升盘，是被大洼断层和海8-30断层切割的断鼻构造，构造高点-1600m，构造幅度约80m左右，地层倾角3°～8°。开发目的层东营组二段、三段，藏埋深-1600～-2100m，含油面积5.9km2，石油地质储量1227×104t。

2 开发效果评价

（1）注水开发效果评价——参照油田开发水平分级行业标准，对海1块各项开发指标进行分类评价，整体达到一类开发水平。其中d2的开发水平要高于d3，d2除注水井分注率为二类，其他各项指标都为一类水平，d3的水驱储量控制程度和水驱储量动用程度都为二类水平。

根据国家石油和化学工业局发布的《石油可采储量计算方法》中“水驱开发中后期阶段可采储量计算”一节中所列的方法，选择适合海1块开发特点的乙型水驱特征曲线、童氏图版法等对海1块d2、d3分别进行了采收率预测。应用上述5种方法对海1块水驱采收率进行了预测，海1块预测水驱采收率为41.7%，其中d2注采井网完善，注水开发效果较好，且进行了深部调驱，目前采出程度41.1%，预测水驱采收率也相对较高，d2预测水驱采收率45.2%，d3预测水驱采收率38.8%。

在一定井网和注采系统条件下，水驱动用状况主要取决于储层的非均质性、开发系统的选择以及各种技术措施的效果。通过对近几年新井水淹层测井解释资料和历年注水井吸水剖面资料进行统计分析，海1块总体水驱动用程度82.7%，其中d2水驱动用程度89.3%，d3水驱动用程度72.2%，区块水驱动用程度高。

（2）深部调驱效果评价——海1块2010年7月编制深部调驱试验方案，2012年5月编制深部调驱扩大调整方案，设计调驱层段d2Ⅲ3～d2Ⅳ，动用储量618.42×104t，采用170m不规则注采井网，规划29注90采，注入体系为0.2%P+0.15%J有机铬凝胶体系，注入段塞为：0.01PV前置段塞+0.14PV主段塞+0.05PV洗油段塞，设计平均单井日注70m3/d，平均单井日采液20m3/d，注采比1：1，提高采收率3.5%。经过五个批次转驱，累计实施29个井組，累计注剂147.5×104m3，其中早期调驱的23个井组累注0.22PV，完成设计量的110%，后转的6个井组累注0.03PV。根据2011年～2013年夏季现场成胶不合格等问题，加除氧剂保证体系稳定， 2016年以来注入压力偏高，将配方浓度由0.2%P+0.15%J下调至0.16%P+0.12%J，成胶粘度由6000～10000mPa∙s降至1000～2000mPa∙s，2019年底由于调驱整体到量停注调驱剂转注水。目前正常注水井12口，占比调驱井组41%，平均单井注入压力11.6MPa，日注量44m3/d，欠注井7口，注不进井8口，井况原因停注井2口。

总体上调驱井组调驱1-2年后增油明显，日产油由调驱前的207.8t/d增加到调驱后的249.3t/d，含水保持在87.5%，2014年开始随着调驱到量日产油下降，含水上升，目前调驱井组日产油124.9t/d，含水88.5%。调驱阶段增油12.2万吨，其中老井产量稳中有升，净增油2.6万吨，调驱阶段在调驱区域内实施新井20口，选取5组部署位置、生产层位相当的新井，进行调驱阶段与水驱阶段年产油量对比，平均单井年产油增加270t，20口新井合计累增油9.6万吨。

3存在问题

海1块油藏埋深深，含油井段长，各层连通程度差异大，纵向动用程度不均。d2油层全区均有发育，主体部位油层较厚，油层连通程度高，其中d2Ⅲ在150～200m井距下连通系数平均82%，d3油层普遍发育较薄，油层连通性较差，150～200m井距连通系数49%。d2注采井网相对完善，经过多轮次调剖调驱，水驱动用程度达89.3%，较d3的72.2%高出17.1%。

海1块位于省级实验区，受环保区制约，只能进行常规的措施调整，区块增产稳产手段有限。自2010年开始调驱，整体调驱到量，目前整体已注入0.22PV（21口井大于0.15PV），且井况差难以分注，开发效果逐年变差，常规措施难以缓解产量递减趋势，区块综合年递减7.9%，自然年递减率20.6%，通过水驱特征曲线法、衰减法等多种方法预测海1块水驱采收率41.7%，目前采出程度38.3%，可采储量采出程度92.6%，其中d2预测采收率为45.2%，采出程度41.1%，可采储量采出程度90.9%，亟需转换开发方式提高采收率。

4 化学驱可行性研究

油藏构造整装，形态平缓，主力层段油层发育集中，150～200m井距油层连通系数82%以上，适合化学驱;储层高孔高渗，主力层段以河道、砂坝沉积为主，平均孔隙度31.3%、渗透率1109×10-3μm2，能够满足化学驱注采要求;孔隙结构类型以中高渗大孔中-细喉较均匀型为主，2000万及以下分子量聚合物能够顺利注入;d2Ⅲ、d2Ⅳ段粘土矿物含量较低（平均8.2%），能够保证注入体系深部驱洗效果;主力层d2Ⅲ3～d2Ⅳ1上下隔层厚度大于2m，平均6m左右，封闭性较好，能够保证化学药剂有效利用;地层水矿化度2528mg/L，目的层段温度62～74℃，适合化学驱。主体区注采能力保持较好，能够满足化学驱需求，水驱动用较好，有利于化学驱潜力发挥，目的层剩余油饱和度37.7%，具备化学驱物质基础。室内实验及数模研究证明化学驱能大幅提高普通稠油油藏采收率。

（1）验证普通稠油化学驱配方体系的适应性;

（2）评价大剂量深部调驱后转化学驱效果;

（3）认识普通稠油油藏化学驱注采特征;

（4）为整体化学驱方案设计提供依据。

参考文献：

[1] 岳湘安，王尤富，王克亮.提高石油采收率基础[M].石油工业出版，2007：146-148.

[2] 卢祥国，牛金刚.化学驱油理论与实践[M].哈尔滨工业大学出版社，2000：83-104.

作者简介：

鄢雄（1985-），男，工程师，2009年毕业于长江大学资源勘查工程，现从事油田开发管理工作。