三元复合驱后续水驱开发特征
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[摘 要]北一区断东三元复合驱自2012年1月全面进入后续水驱阶段，水井注入压力大幅度下降，地层剖面动用不均匀，无效循环严重；油井含水开始大幅度上升，存聚率快速下降。针对以上问题，为进一步提高地层动用程度，挖潜薄差层剩余油，对注入井进行调剖、分注及细分等综合调整措施。调整后注入压力下降减缓，注入端有效厚度小于1m的薄差层动用比例增加17.5%，整体注入能力增强；采出端采出能力增强，含水回升速度减缓，产液量相对平稳，后续水驱阶段提高采收率1.94%。
[关键词]后续水驱 综合调整 开发特征
中图分类号：TM761 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）21-0064-01
大庆油田自开始三元复合驱油技术研究以来，经过多年的室内及矿场攻关表明，三元复合驱可比水驱提高采收率20%以上，可以更大地提高资源利用率。2006年在萨中开发区北一区断东西块开展了二类油层三元复合驱试验，试验驱油效果好，提高采收率达到28%，目前试验区进入后续水驱阶段，含水回升速度加快，控水难度大。
1 试验区基本概况
北一区断东二类油层强碱体系三元复合驱矿场试验区选择在主力油层聚合物驱已经结束的北一区断东西部，试验区面积1.92Km2，开采对象为萨II1-萨II9的河道砂及有效厚度大于1m的非河道砂体，采用125m五点法井网，试验总井数112口，其中采油井63口，注水井49口，试验目的层为萨Ⅱ1-萨II9砂岩组，平均单井射开砂岩厚度10.6m，有效厚度7.7m。注采井距采用125×125m。试验区射孔对象地质储量为240.71×104t，孔隙体积505.11×104m3。中心区面积1.129km2，采油井36口，注水井49口，平均单井射开砂岩厚度11.8m，有效厚度8.4m，地质储量为143.41×104t，孔隙体积299.52×104m3。
试验方案设计采用“前置聚合物段塞+三元复合驱主段塞+三元复合驱副段塞+后续保护段塞+后续水驱”组合段塞注入模式。2006年1月-6月为空白水驱注入阶段， 2006年7月-12月为前置段塞注入阶段，2007年1月开始注入三元主段塞，2009年12月注入三元副段塞，2012年1月全面转入后续水驱阶段。
试验区进入后续水驱阶段后，含水回升加快，地层单方向突破严重。经过一系列的“分、调、控”综合调整措施之后，平面注入压力趋于均衡，注入能力增强，有效厚度小于2米的薄差层动用比例增加，剩余油得到较好动用，含水回升速度减缓，阶段提高采收率1.77%。
2.1 注采能力变化特征
（1）试验区注入高效平稳，后续水驱注入能力增强
试验区转入后续水驱后，试验区平均注入压力下降1.3MPa。经过综合调整试验区平面注入压力平稳，稳定在9MPa以上。地层视吸水指数由0.62（m3/d・m・MPa）上升到0.78（m3/d・m・MPa），与三元主段塞注入水平相当。注入速度由0.18PV/a上升到0.22PV/a，后续水驱注入能力增强。
与其他强碱体系工业性矿场试验区对比，北一区断东三元试验区在试验过程中，视吸水指数变化小，稳定在0.6-0.8（m3/d・m・MPa）之间，注入能力好于其他区块。转入后续水驱后，断东三元视吸水指数提高，与断东聚驱相近，有利于补充地层能量，促进试验区开发效果。
断东三元二类油层河道砂发育规模变小、小层数增多、单层厚度变薄、渗透率变低、平面及纵向非均质严重，导致单井组见效时间、含水下降幅度、低含水稳定时间等不同，因此按照单井油层发育状况对单井组进行归类分析。将中心采油井划分为三类：A类井为单层射开河道砂H有≥4m，且河道砂一类连通≥2向的井；B类井为单层射开河道砂H有
针对这三类井的地层物理特性，对其连通的注入井进行个性化调整，A类油层的11口注入井平均注入浓度2000mg/L， B类油层的30口注入井平均注入浓度1800mg/L，C类油层注入井平均注入浓度1500mg/L。调整后地层系数与各井注入浓度呈线性关系，地层系数越大，注入浓度越大。
（2）试验区采出能力强，全过程产液量保持相对稳定
试验区全面转入后续水驱后，产液能力增强，日产液量由1930上升至2357m3/d，产液强度由6.4上升至7.79m3/d.m，高于化学驱阶段产液能力。
在试验过程中，断东三元中心油井受效差异大，进入三元主段塞之后A类井和C类井平均日产液量相近，B类井产液量最高，后续水驱后，日产液量增高，高于后续聚驱阶段产液量。主要原因是B类井接替层发育，压裂措施后效果好，产液能力恢复快。
2.2 油层剖面动用特征
（1）化学驱阶段油层动用程度高，达到80%以上
从试验区不同阶段吸水剖面动用对比来看，相比水驱阶段，化学驱阶段动用层数、厚度比例大幅度提高，不同厚度油层动用程度均有上升。其中有效厚度小于2m的油层在化学驱阶段动用程度高，驱油效果最好。
（2）后续水驱阶段剖面动用变差、控水难度加大
后续水驱初期，10口油井各个小层动用比例，总比例下降9.3%，油井含水上升快。2012年开展了注入井分注、细分及层段调整后，有效厚度小于1m的薄差层动用比例增加17.5%，有效厚度大于2m的厚层动用比例降低11.3%，使得薄差层得到较好动用，挖潜薄差层剩余油。
2.3 后续水驱含水变化特征
北一区断东三元复合驱进入后续水驱阶段后，含水上升速度加快，经过一系列“调、停、分”等措施调整后，含水回升趋势减缓。当化学驱结束时含水越低、采出程度越高的井，含水回升越快。
化学驱结束时，综合含水较低的B类井采出程度高，剩余油少，后期水驱阶段含水回升高，远远高于出A类井和C类井。
3 后续水驱阶段对注入井实施“分、调、控”措施，控制含水上升速度，促进薄差层动用
针对试验区后续水驱阶段注入压力下降、含水上升快的问题，以注入井“调、控、分”为主要手段，分层水量调整（停注高渗层）限制高渗透层的吸水量，采取分注、细分注水进行层段水量调整减小层间和层内矛盾，促进薄差层的动用，改善三元复合驱后续水驱阶段开发效果。
2012年开展了注入井分注、细分及层段调整后，有效厚度小于1m的薄差层动用比例增加17.5%，有效厚度大于2m的厚层动用比例降低11.3%，使得薄差层得到较好动用，挖潜薄差层剩余油。
在采出端加强机采参数调整的同时，对日产液大于70t、含水98%以上、日产油1t以下的采油井，实施周期采油4口，改变地层中流体流向，提高剩余油动用程度。
至2012年12月底，后续水驱阶段采出程度2.04%，提高采收率1.94个百分点。
4 结论
1、试验区化学驱阶段注入能力强、产液量下降幅度小，注采能力好于其它强碱三元试验区，后续水驱注采能力均可恢复.
2、三元复合驱剖面动用厚度比例达80%以上，开发效果好，后续水驱阶段含水回升快，剖面动用效果差，存聚率下降，控水难度大.
3、后续水驱阶段含水回升快，应结合注采变化特征，加强注入井分注、细分、测调及停住高渗层措施调整力度，改善剖面动用，减缓含水回升速度.