聚驱剩余油分布研究及挖潜实践

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1、聚驱剩余油分布研究及挖潜实践摘要：针对孤三油藏经营管理区注采301站聚合物驱开发现状，从剩余油分析入手开展精细油藏挖潜。在以往聚驱剩余油分析的基础上对聚驱单元进行剩余油再认识，分析了受效剩余油的分布方式。中二北注聚区完善井网使未受效剩余油转化为受效剩余油，防窜引效挖掘受效剩余油潜力。东区二元驱初期分类治理，采用优化注入、温和生产的方式调整平面孑盾，挖掘剩余油。关键词：聚驱剩余油分布挖潜防窜引效0引言孤三油藏经营管理区注采301站管理着孤岛油田东区和屮二北热采、注水、注聚三种不同类型5个开发单元的138口油水井，含油面积4.

2、2km2,地质储量1606*1041,开发条件复杂。随着开发方式的转变，聚合物驱原油产量所占比重越來越大。目前，301站聚驱产量占了全队产量的79.5%,是管理的重中之重。经过30多年开发，所辖老油田U进入深度开发、精细挖潜阶段。屮二北注聚区见聚浓度高、窜聚严重，结合部油井见效晚、平面、层间矛盾突出影响聚驱效果；东区二元驱井网完善程度差、注采对应率低、加密排单项受效，影响二元驱效果。为此进行了深入的分析和思考，对剩余油分布进行了再认识，聚驱单元围绕受效剩余油开展挖潜，创新思路，充分挖掘油藏内部潜力，取得了良好的开发效果。1

3、精细注采调整，提高聚驱单元开发效果1.1不断深化聚驱剩余油再认识以往剩余油分析认为剩余油主要分布在注采系统不完善，注采井连通状况差区域、聚驱尚未受效或受效差的低渗透层、厚油层顶部、注入倍数较低分流线上。分析了未受效剩余油。但山于聚合物溶液的调驱作用，使原來水驱难以波及到区域的剩余油得以有效动用，扩大了波及系数，有效地提高了采收率［1］。数值模拟结果表明：受效剩余油纵向上主要存在于水驱注入水窜流区的上部，注采井附近受效剩余油饱和度较低，中间部位饱和度相对较高，并且分布范围较大。同时距离注水井越近，受效剩余油越靠近顶部，呈现斜

4、“纺锤体”形状（图1）。平面上，由于储层的非均质性，导致平面上开采强度、水淹程度及压力分布等都存在•左差异。砂体发育好，厚度大的主力油层油水井间虽然水淹严重，但剩余储量仍较大，受效剩余油主要分布于注采井间，呈环状分布；越靠近底部，受效剩余油分布逐渐向注釆井主流线两翼移动（图2）。这主要是由于底部主流线部位水驱效果已经很好，聚合物驱增大了水油流度比，波及到了流线边部剩余油，扩大了波及系数，动用了水驱未波及的剩余油⑵。从中二北2008年以来新钻井含油饱和度统计结果来看：油水井间含油饱和度高达52.2%,分别比水井附近的含油饱和

5、度45.8%、油井附近的51.5%高6.7%、0.6%01.2防窜引效，不断提高中二北注聚区增油效果针对聚驱剩余油的分布特点，在中二北血3-4注聚区实施了以“完善注采井网、实现注采平衡”为主线的剩余油挖潜工作。1.2.1完善注采井网，促使未受效剩余油转化为受效剩余油井网控制程度对聚合物驱效果起着决定性的作用，注釆连通方向越少，控制程度越低，最终采出程度和釆收率提高值都会下降。对井网不完善的井区通过打更新井、侧钻井等完善注采井网，挖掘井间剩余油。如GD2-37-217井2010年因高见聚关井，但因该井处于东区和中二北的结合部

6、，剩余油富集,及时打侧钻井GD2-37CP217,日油峰值达40t以上,取得了较好的效果。对结合部见效慢的未受效剩余油，抓住有利时机，通过水井“调、分、治”、油井“提、挖、控”的原则及时进行挖潜。如GD2-36-412井组，该井组位于中二北和东区的结合部，在中二北注聚的三年多时间里一直未能见效，且井组屮的GD2-36-414井更是未见效先见聚。造成该情况的原因主要是受东区注水井的影响，油井单向受效，且聚合物单向突进，造成井组迟迟未见效。东区转注聚后，及时抓住有利时间，从注采两方面同时下手，水井实施大剂量调剖，堵塞大孔道；油

7、井通过检泵、防砂、下大泵等措施提液引效，井组日增油峰值达到了50t/d,使结合部未受效剩余油得到了很好的动用。1.2.2挖掘平面和纵向受效剩余油，扩大波及体积未受效剩余油转化为受效剩余油后，受效剩余油成为了注聚区挖潜的主力区。中二北网3-4注聚区非均质强、高渗易窜，做好中二北Ng3-4注聚区受效剩余油的挖潜工作，成为重中之重。针对单元的地质特点，制定了“一放、一平衡”的原则，即在条件允许的情况下围绕放大生产压差，根据注釆平衡进行调整，从而实现注聚区提液引效和防窜。如GD2-36-412井组，井组中GD2-35-414井液量

8、较高，日液峰值达160t/d,而其对应油井GD2-37-414的釆液强度却相对较小,仅为70t/d,造成聚合物在平面上推进不均匀，GD2-35-414含水及见聚浓度都有上升趋势。及时采取对GD2-35-414降参，GD2-37-414下大泵提液措施保证平面注采平衡，措施实施后，2口井产能分别由原來的12