薩北開發區純油區東部注聚質量影響因素分析

姚 慶 （中石油大慶油田有限責任公司第三采油廠第一油礦地質隊，黑龍江 大慶163113）

注聚質量直接決定聚驅方案的調整效果，對區塊開發有著深刻影響。近幾年，薩北開發區純油區東部4個區塊在注聚過程中均不同程度曝露出注入壓力高注不進去、污水注聚效果變差、一泵多井母液量不穩定等注聚質量問題，制約注入井方案調整的同時影響開發效果。影響注聚質量的因素包括油層發育、區塊聚合物分子量選擇、注入水質、泵站設備參數匹配和運轉時率以及管理等多方面。筆者僅從油層發育、注入水質、注聚方案調整等方面對影響注聚質量的因素進行分析。

1 注聚質量現狀

1.1 見效期注聚質量現狀

由于在油層發育、水驅空白時間長短以及注入水質、注聚方案等方面差異，聚驅見效時各區塊注入狀況有所不同。其中北二東西塊和北三東東塊見效時注入壓力上升小于2.0MPa，注入狀況保持良好；北二東東塊和北三東西塊見效時注入壓力上升分別為3.02MPa和4.43MPa，月出現間注井分別達到8口和14口，間井比例注均超過20%，注入矛盾已經顯現 （見表1）。

表1 薩北開發區純油區東部聚驅見效時注入狀況統計表

1.2 注聚全過程注聚質量現狀

對比整個注聚過程，注入壓力上升最高的是北三東西塊達到5.84MPa，比注入狀況良好的北二東西塊高出1.69MPa，北三東西塊注入能力長期保持較低水平，清水注聚階段注入速度只能維持在0.057PV／a左右，遠遠低于0.10PV／a的方案設計要求。含水回升期注入狀況略有好轉，注入速度提高到0.063PV／a；北二東東塊整體井網加密調整后，注入狀況明顯改善 （見表2）。

2 影響注聚質量因素分析

由于油層發育存在差異，不同開發階段開發調整目的不同，因此制約各區塊間注聚質量因素也不盡相同。

2.1 油層發育

以泛濫平原下游沉積為主的薩北開發區受薩爾圖、喇嘛甸2條河系影響，在純油區東、西部存在明顯的差異。與純油區西部相比，純油區東部儲層平面、垂向非均質性要嚴重得多，總體上呈現河道砂發育規模明顯變小、層數增多、厚度變薄、滲透率變低、平面及縱向非均質變嚴重的特點。薩北開發區東西部均采用250m井距、五點法面積井網注聚，因此相對比較，純油區東部注聚驅效果差于純油區西部，注聚過程曝露出的問題也更為突出。

表2 薩北開發區純油區東部含水低值期注入狀況統計表

1）滲透性變差加深聚驅后油層堵塞 以北三東西塊為例，處于喇西河系和薩東河系交匯地帶，與純油區西部相比，河流的能量較弱，雖然油層分布面積較廣，但厚度較薄，滲透率較低。雖然北三東西塊一類連通率69.9%，聚驅控制程度為76.4%，為薩北開發區已投注聚區塊中等水平，但是不同滲透率分級油層鉆遇情況統計結果表明：北三東西塊鉆遇油層平均滲透率為284×10－3μm2，為全開發區注聚區塊最低，比相鄰的北三西東塊、北二東西塊分別低427×10－3μm2和346×10－3μm2，鉆遇滲透率大于500×10－3μm2油層比例只有17.3%，厚度比例30%，分別比北三西東塊低30.73%和39.73%，比北二東西塊分別低18.2%和31.63%。注聚初期區塊實施高分子注聚，動態特征為見效早，含水下降幅度快，但油層堵塞迅速，薄差油層未得到充分動用，注聚一個月即出現間注井，聚合物用量為185PV·mg／L時，全區壓力上升5.84MPa，月出現間注井35口，間注比例達到62.5%。

2）河道砂體規模變小油層控制程度低加大注入矛盾 以北二東東塊為例，區塊葡萄花油層Ⅰ油組（PⅠ）屬于薩東中小河系儲層沉積，以分流平原相曲流河道砂體沉積為主，與純油區西部喇西河系相比，河道砂發育規模變小，寬度在150～1000m，西部河道寬度達到2500m以上。北二東東塊PⅠ河道砂體所占厚度比例雖然可達到69.8%，但河道砂鉆遇率僅為44.0%，分別較北二西東塊低19.1%2和23.2%2。在相同250m注采井距下，北二東東塊PⅠ聚驅控制程度只有60.7%，為薩北開發區最低水平，一類連通率只有56.4%，分別較北二西東塊低19.0%、14.7%。

北二東東塊開采油層多為河道砂體沉積，注采關系比較完善，油層滲透率0.457μm2，好于北三東西塊，但是由于250m井距下聚驅砂體控制程度較低，連通狀況差，導致注入井注入困難，影響到聚驅開發效果。動態特征體現為注入井注不進去，采出井采不出來，用量為106PV·mg／L含水最低點為84.07%，下降幅度僅為9.43%。區塊間注井多達18口，間注比例48.6%，采出井欠載23口，平均動液面347m。該區塊井網加密初期，由于新井位于原油水井之間，采聚濃度高達344mg／L，較井網加密前高出101mg／L，進一步表明油層存聚率高，聚合物利用率低。

3）小層數增多，平面及縱向上非均質嚴重導致注聚質量變差 統計對比注聚最差的2個區塊。北三東西塊聚驅開發10個沉積單元，比其他區塊多4～6個，開發層段多，從河道砂鉆遇狀況看，只有PⅠ2和PⅠ7沉積單元接近70%，PⅠ1單元占38%，PⅠ3和PⅠ4單元不到30%，PⅡ3a（PⅡ為葡萄花油層Ⅱ油組）和PⅡ3b不到10%，層間滲透率級差為3.91。北三東西塊油層有效厚度分級統計表分析，平面上北三東西塊多為有效厚度小于1.0m的油層。其中在葡Ⅰ組油層中，這類油層占總層數的57.15%；有效厚度在1.0～2.0m的油層占總層數的26.8%；有效厚度大于3.0m的層占總層數的7.2%，占厚度比例為23.1%。PⅡ1－3沉積單元小于1.0m的油層層數則更高，占總層數的64.81%，有效厚度比例僅為33.28%。

北二東東塊平面及縱向滲透率級差也比較大，與北二西東塊相比，各砂巖組的滲透率級差均有所增大，PⅠ4層最大達到49.0，PⅠ2層也達到12.1，縱向上變化更大。

2.2 井網完善程度

統計分析表明，間注井與井網完善程度有直接關系。對比斷層發育較多的北三東東塊和北三東西塊，間注井分布和注入壓力高區主要在斷層2側和區塊邊部，這些區域油水井連通關系差，注采矛盾失衡，多形成 “有注無采”、“有采無注”井區，其中 “有注無采”井區地層壓力高和注入壓力均處于較高水平，注入井對應層段采出井點少，注入井存在憋壓；“有采無注”井區地層壓力相對下降，注入井對應層段與采出井不匹配，注入井注不進去的同時采出井采聚濃度和動液面低，電泵井供液不足關井。中心井區注采矛盾相對較小，區域內間注井出現晚，而且解堵效果好，有效期長。分析表明井網完善程度是影響注聚質量的重要因素。

2.3 注聚初期聚合物分子量

在薩北開發區一類油層已注聚區塊中，均采用分子量約為1400×104的中分子聚合物，而北三東西塊初期采用的是分子量為2500×104的抗鹽聚合物，區塊油層平均滲透率只有0.284×10－3μm2，遠低于其他注聚區塊，聚合物分子在油層中對孔喉造成堵塞，致使注入壓力上升過快，且上升幅度較大，給后繼注聚和方案調整帶來很大難度。與之相反的是，北二東西塊油層平均滲透率0.619×10－3μm2，處于薩北開發區中等水平，注聚初期采用800×104聚合物分子量一直到184PV·mg／L（含水低值期），注入壓力僅上升1.91MPa，注聚中期雖然經過顆粒調剖、該高分子注聚等調整，但整個注聚過程注入壓力上升幅度都相對較低，注入狀況一直保持良好。

2.4 注入水質對注聚質量的影響

清水注聚階段的注聚質量明顯好于污水注聚，主要體現在：①污水注聚黏損大，對注入黏度要求更高。清水注聚階段注入濃度要求達到1000mg／L，對注入黏度要求在35mPa·s以上；污水注聚階段尤其是高濃度注聚后，注入濃度要求2000mg／L以上，注聚黏度一般達到100mPa·s以上，但注聚效果仍不明顯。②由于污水注聚對母液需求量大幅度增加，現場執行中原有的單泵單井流程泵參數過小，往往以降低注入速度來保證注入黏度，方案調整受到制約。即使是一泵多井新站流程，由于擴大高濃度注聚范圍，也出現母液與泵排量不匹配問題。③污水注聚后受注入水質影像，數據波動較大，增加管理難度，影響注聚質量。

3 治理策略優化及其效果分析

2005年圍繞如何改善純油區東部注入狀況進行了大量有益的探索和實踐。2007年3月，第一油礦對北三東西塊18口井進行水泥罐車反沖洗后高溫熱洗，但是單井有效期最多的只有3d，實踐證明這種方法只能解決近井地帶油層堵塞，對于斷層區和邊角井等注采失衡井區基本無效。洗井經驗也進一步證明注入井堵塞部位多在油層中部，同時油層堵塞是注入狀況差的一個原因，但是注采失衡也是導致注入狀況差的根本因素。

3.1 措施工藝不斷完善，注入井解堵效果明顯

1）注入井單一壓裂效果不明顯 在2003～2005年，對北三東西塊6口注入井進行了壓裂措施改造，但是有效期僅為3～6d，單一壓裂改造效果不理想。分析認為，壓裂液雖然能在有層中擴大裂縫，提高油層滲流能力，但是由于注聚液的連續注入，其堵塞速度也相對較快。2009年以來進一步優化措施方式，采取壓裂液攜帶解堵液的方式改善油層堵塞，注入狀況改善明顯。

2）表活劑解堵有一定適用范圍 統計對比表活劑解堵效果表明，不斷優化表活劑用量和半徑后，有效期一般在30d以上，其中部分井可以實現長期連續注入。但是對于邊角井和斷層區井，表活劑解堵效果則不明顯，表明注采失衡才是這兩個井網不完善區域注入狀況差的根本原因。

3）超短半徑水平井效果分析 為徹底解決油層堵塞問題，探索應用超短半徑水平井技術取得階段性認識。首先，通過補孔方式準確確定油層堵塞位置，通過補孔手段實施表活劑解堵。2011年5月在間注最嚴重的北三東西塊實施2口注入井，措施后注入壓力由措施前13.9MPa下降至11.35MPa，下降了2.55MPa。措施前月間注天數20d左右，措施后實現了連續注入，截止目前措施仍有效果，有效期已經130d。

3.2 井網加密調整完善注采關系

北二東東塊井網加密后，注入狀況明顯改善，注入井壓力10.47MPa，較井網加密前下降了3.12MPa，注入速度整體從0.068PV／a提高到0.14PV／a。

3.3 分類局部完善單砂體注采關系

1）針對有注無采井區，利用水驅油井補孔 B3－D5－P52井在PⅠ1沉積單元雖然處于主體河道沉積砂體，但左側連通的采出井B3－D5－P51井出現尖滅，注采不完善，造成該井間注嚴重。為完善單砂體注采關系，改善B3－D5－P52井吸入狀況，2007年6月對B3－D5－51井進行補孔，補孔后日產液由11t增加到99.6t，日產油由0.4t增加到4.5t，含水由96%下降到95.5%，取得了較好的增油效果，B3－D5－P52井注入狀況有所改善，月間注天數由25d降到18d。

B3－D4－P53井注入井在區塊注聚3個月后就出現頂破裂壓力間注，注入困難，分析原因主要是，該井的PⅠ7－PⅡ2沉積單元雖然處于主體河道沉積砂體，但與其連通的B3－D4－P52井、P54井、B3－4－P53井3口采出井均處于河間分布的席狀砂中，砂體薄、物性差，是二類連通關系，屬于厚注薄采，從而造成吸入困難。B3－D4－454井是位于B3－D4－P53井與B3－D4－P54井之間的一口二次加密調整井，開采薩爾圖薄差油層及表外儲層，日產液13.9t，日產油0.4t，綜合含水96.9%，是一口低效井。該井PⅠ7－PⅡ2沉積單元為河道沉積砂體，與B3－D4－P53井在此沉積單元屬一類連通，可以通過補孔驅替河道內富集的剩余油。2007年4月對北3－丁4－454井進行補孔，補開聚驅目的層3個小層，補孔后初期日增液66.8t，日增油38.5t，含水下降45.1%，目前日產液77.5t，日產油18.2t，含水76.5%，累計增油2444t，增油效果明顯。油井補孔后，與B3－D4－P54井連通的3口注入井的注入狀況得到明顯改善，月間注天數由14d降到1d，月間注影響水量由1038m3降到96m3，目前注入情況正常。

2）針對油層薄差井區，通過水驅井補孔縮小聚驅井距 B2－D3－P52井注入狀況差，分析認為，主要是由于在PⅠ2、PⅠ3沉積單元，B2－D3－P52井處于河間砂中，而左側連通采出井B2－D3－P51井為薄差層，有效厚度小，是三類連通關系。在PⅠ4沉積單元與B2－D3－P51井同處于河間大面積分布的席狀砂中，雖然是一類連通關系，但砂體厚度小，以上原因造成該井吸入困難。為改善B2－D3－P52井吸入狀況，2007年5月對B2－D3－451井進行補孔，縮小注采井距，由原來的250m縮小到120m。補孔后日產液由10.9t增加到58.6t，日產油由1.1t增加到11.9t，含水由89.5%下降到79.7%。注入井B2－D3－P52井月間注天數由29d降到19d，注入狀況得到改善。

3）針對有采無注井區，水驅注水井轉為聚驅注入井 B3－D6－P51井、B3－6－CZ51井、B3－6－P52井3口井位于84＃斷層，有采少注，自注聚以來未受效，B3－D6－451井轉為注聚井后，調整后區域靜態聚驅控制程度提高38.05%，達到82.95%，油層供液能力大幅度提高，井區開發效果改善。

4 幾點認識

（1）聚驅間注井按照主要成因可分為油層滲透性差型、單砂體控制程度低型、注采關系失衡型。

（2）薩北開發區東部不斷優化措施方式，個性化實施解堵方案取得較好效果。

（3）污水注聚導致注聚質量下降，給注聚方案調整帶來難度的同時增加聚合物干粉成本，而且導致聚驅效果變差。如何保證污水注聚質量穩定、降低聚合物黏損，是需要進一步探討的問題。