南中东水驱10―302井区浅调剖效果
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[摘 要] 喇嘛甸油田属于松辽盆地中央凹陷区大庆长垣上的一个三级构造，储集层以砂岩和泥质粉砂岩为主，大部分为河流三角洲沉积。从沉积上来讲距物源较近，故油层发育较厚，以多段多韵律沉积为主，层内非均质性比较严重，层内矛盾比较突出。一方面，大量的注入水沿高渗透、高含水的优势通道无效或低效循环；另一方面，层内还有一定厚度的储量因注水驱替不到或驱替程度低而无法动用或动用较差。为提高油层吸水状况，改善水驱开发效果。决定应用浅调剖改善萨尔图厚油层开发效果。
[关键词]喇嘛甸油田 无效低效循环 调剖
中图分类号：TE349 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）01-0301-01
1 问题的提出
喇嘛甸油田高台子油层以前缘相沉积为主，砂体沉积多为稳定成层分布的席状砂，地质储量为18181×104t。经过38年的注水开发，目前这部分油层的综合含水已高达94.30%左右，但采出程度只有33.52%。
密闭取心井、新钻井水淹层解释及动态监测等资料表明，厚油层内既存在严重的无效注采循环，又存在剩余油相对富集的部位。一方面，大量的注入水沿高渗透、高含水的优势通道无效或低效循环；另一方面，层内还有一定厚度的储量因注水驱替不到或驱替程度低而无法动用或动用较差。无效注采循环的存在，导致油田采收率低、生产成本上升，开发效益下降。
为探索强化油层开发效果的方法，计划在南中东区块进行水驱浅调剖。
2 区块概况
2.1 区块选择原则
⑴原则上调剖井要相对集中，便于调剖效果的整体评价；⑵井组内注采井连通状况较好；⑶油水井井况良好，无窜槽和层间窜漏现象，井区油井80%以上的单井含水要大于95.0%以上；⑷吸水能力较强、吸水剖面纵向差异大的注水井；⑸调剖井区综合含水高，采出程度低，剩余油饱和度较高的开发区块的注水井；⑹地面条件较好。
2.2 区块地质特征
2.2.1储层发育情况
2.2.1.1沉积单元的特点
10-302区块共发育5个油层组：萨Ⅱ组、萨Ⅲ组、葡Ⅰ组、葡Ⅱ组、高Ⅰ组。17个沉积单元：萨Ⅱ2+3 萨Ⅱ4-6 萨Ⅱ7+8 萨Ⅱ10+11萨Ⅱ12-14 萨Ⅱ15+16 萨Ⅲ1+2 萨Ⅲ3 葡Ⅰ5+6 葡Ⅱ1-3 葡Ⅱ4-6 葡Ⅱ7-9葡Ⅱ10 高Ⅰ1-3 高Ⅰ2-5 高Ⅰ6+7 高Ⅰ10-13属于二类油层，为分流平原、三角洲内前缘相沉积砂体。平面上微相变化复杂，纵向上层段多、厚度大。
2.2.1.2有效厚度分布特征
10-302区块有效厚度大于4m以上的油层主要发育在萨Ⅱ组层段中，平均单井发育0.74个层段，占该层段的37.14%；有效厚度4.83m，占该层段的64.16%。全井厚度大于2m小于4m的油层发育0.71层，占平均单井的35.71%；有效厚度2.08m，占平均单井的27.60%。全井厚度小于2m的油层发育0.54层，占平均单井的27.14%；有效厚度0.62m，占平均单井的8.24%
2.2.1.3渗透率分布特征
从各沉积单元的渗透率等值图上可以看出，渗透率的平面分布特征与砂体分布特征具有明显一致性。高渗透带集中在河道主体沉积的砂体中，在河道宽度较窄的部位或主体河道边部渗透率相对河道主体部位低。
纵向上，从各单元的渗透率分布特征看，区块内储层纵向非均质性严重。单以葡萄花油层而言，渗透率级差在27～85之间，平面突进系数在4.09～8.35之间。
2.2.1.4水洗状况的特征
10-302井区目的层段水洗资料表明，水洗程度以中、强水洗为主，占总厚度比例为83.4%。全层段平均驱油效率达到41.2%。见表3
2.2.2地质储量分布
南中块东部水驱精细挖潜推广区选择喇10-302井区的35口注水井实施浅调剖。区块面积1.89km2，地质储量1475.17×104t，共有受效采油井75口。
2.2.3 注入井及油井生产状况
截至2011年7月，区块内35口注水井，共分192个层段注水，平均单井5.5个层段，日配注6610m3，日实注6749m3。平均单井日配注189m3，日实注193m3，注水压力12.5MPa，比破裂压力低2.1MPa。见表4
截至2011年7月，区块内75口采油井，日产液5086t，日产油270t，含水94.69%，液面538m。平均单井日产液68t，日产油3.6t。见表5
3 浅调剖方案的设计
3.1 主要调剖层段的确定
由于调剖井层段较多，平均单井发育5.5个层段，需确定注水井主要的调剖层段。
3.1.1主要调剖层段
选定喇10-302井区35口注水井81个层段（砂岩厚度525m、有效厚度346.5m）进行调剖。调剖层平均有效厚度9.9m。见表6
3.1.2调剖厚度 半径 等参数的确定
3.1.2.1调剖厚度的确定3.1.2.2调剖半径的确定3.1.2.3调剖方向的确定3.1.2.4调剖深度的确定3.1.2.5调剖段孔隙度的确定3.1.2.6调剖面积的确定3.1.2.7调剖剂用量的确定
计算公式：
式中：V----调剖剂用量，m3 ；Hi----调剖厚度，m；Si----调剖面积，m2；Φ----调剖层段的孔隙度。
区块35口注水井采用调剖层拔水嘴，其它层段停注的方法进行浅调剖。喇10-302井区调剂用量为853m3，平均单井调剖剂用量24.4m3（单井用量见表7）。
3.2 单井注入方案设计
3.2.1单井注入压力设计
目前，10-302区块35口正常注水井平均注水压力12.5MPa，平均破裂压力14.3MPa，注入压力与破裂压力差值1.8MPa。要求单井注入压力低于破裂压力0.5MPa注入。见表8
3.2.2单井注入方案设计。见表9
4 调剖效果分析
4.1调剖井施工进度.见表10
4.2调剖后注水量保持不变启动压力上升
选择17口井进行比较。调剖前平均单井注水压力10.5MPa，启动压力8.84MPa，调剖后平均单井注水压力10.7MPa，启动压力9.58MPa与调剖前比，平均单井日注水减少14m3/d，注水压力上升0.2MPa。启动压力上升0.74MPa。见表11
如：喇10-3126井，对调剖前后的3个层段中的压力进行分层段测试，通过计算选用最大的层段启动压力作为全井的启动压力。对比调剖前后的吸水指示曲线，调后启动压力上升0.75MPa。见图2
4.3调剖后吸水剖面显示吸水层得到改善
调剖后吸水剖面显示高渗透层吸水量明显减少，低渗透层吸水量增加。
如：喇6-273井，调剖后吸水剖面显示主要吸水层段吸水量明显下降，与调前比调剖层段吸水均匀。
4.4调剖后油层吸水厚度增加
方案实施后砂体动用状况得到更好的利用。对比10口调剖井的吸水剖面资料，吸水砂岩厚度比例提高了10.54%，吸水有效厚度比例提高了6.46%。见表12
4.5调剖后受效油井含水下降
从生产曲线上对比调剖实施前后注采关系完整的75口中心受效油井。目前与调剖前相比日降液87t，日增油2t，含水下降0.1个百分点。取得了较好的开发效果。产量略有波动的情况发生的主要原因是措施井进行作业时的影响。
5 结论
5.1通过砂体发育状况以及动静态资料分析确定厚油层无效循环产生的部位.5.2利用浅调剖对无效循环主要部位进行治理，改善了厚油层动用状况并取得了明显的效果。5.3浅调剖后的方案调整，更好的改善了厚油层动用状况，并且巩固了区块的效果长期有效。5.4此次浅调剖所需要的费见表13
参考文献
[1] 韩伟东，黄伏生，艾颖，等.喇嘛甸油田剩余油挖潜方法[J].大庆石油地质与开发，2002，21（03）：41-43.
[2] 张宝胜，张淑洁，钟玲.喇萨杏油田各类油层水洗状况[J].大庆石油地质与开发，2002， 21（06）：40-43.
作者简介
付冬玲（1986.02），女，大庆油田采油六厂第一油矿地质工艺队，助工，动态分析岗。