淺析聚合物驅(qū)見效特征及調(diào)整

丁娜 李華勝

摘 要：中二北注聚驅(qū)與其它注聚單元相比，見效特征差異明顯，存在見效早、見聚濃度高、注聚前期增油效果好、實際含水與數(shù)模預(yù)測差值大等特點，本文通過從儲層發(fā)育、井網(wǎng)部署、注采狀況等方面進行分析，解釋了引起見效特征差異的原因，對今后同類注聚單元的開發(fā)管理具有指導(dǎo)意義。

關(guān)鍵詞：增油效果；含水回返；見聚濃度；井網(wǎng)完善

孤島油田已進入高含水開發(fā)階段，聚合物驅(qū)是二次采油后提高高含水整裝油藏采收率的一種有效方法。隨著開發(fā)的進行，注聚開發(fā)單元已由一類油藏轉(zhuǎn)為三類油藏。油藏類型不同，注聚后的見效特征、增油幅度、含水變化等也存在較大的差異。孤島油田六區(qū)3-5開發(fā)單元為三類油藏，具有平面、層間、層內(nèi)非均質(zhì)性嚴(yán)重，儲層厚度薄，單井控制儲量小，井網(wǎng)完善難度大的特點。注聚后呈現(xiàn)出見效早、見聚濃度高、注聚前期增油效果好、實際含水與數(shù)模預(yù)測差值大、見效高峰期短、含水回返快的開發(fā)特征。本文通過從儲層發(fā)育、井網(wǎng)部署、注采狀況等方面進行分析，解釋了引起見效特征差異的原因，對今后同類注聚單元的開發(fā)管理具有指導(dǎo)意義。

1 基本概況

1.1方案設(shè)計情況

中二北注聚驅(qū)位于孤島油田的東北部，其西部和南部分別以斷層與中二中分界，東部和北部瀕臨渤海，以人工海堤為界。六區(qū)3-5含油面積6.2km3，地質(zhì)儲量1327×104t，其中二元區(qū)含油面積5.5km3，地質(zhì)儲量979×104t，占單元儲量的73.8%。2009年8月開始注聚前期調(diào)整，2010年3月1日正式投入注聚，2011年6月12日轉(zhuǎn)主體段塞注入。

設(shè)計連續(xù)注入1248天，注入方式：清水配制母液，污水稀釋三段塞注入方式，注入速度0.1PV/a，累計注入0.55PV。

預(yù)測最低綜合含水83.3%，有效期12年，提高采收率9.2%，增油90.3萬噸。

1.2注入進度

截止到2015年6月底，累計注入溶液607.0295萬立方米，累計注入干粉14736噸，累計注入倍數(shù)為0.376PV，累計注入總量790PV*ppm ，完成方案設(shè)計76.9%。油井總井112口，開井111口，日液5996噸，日油503噸，綜合含水91.6%，注采比0.92。水井總井74口，開井71口，日注水量5518立方米，平均油壓11.9MPa。

1.3 效果分析

綜合含水與數(shù)模預(yù)測有一定差距，目前綜合含水91.3%，高出數(shù)模預(yù)測6.5個百分點。

實際含水與數(shù)模預(yù)測對比，分析下降幅度較小的主要原因：

（1）正見效井55口，受砂體邊部儲層發(fā)育和對應(yīng)差等因素影響，雖然見效較早但增油幅度小，對比綜合含水僅下降2.8%。

（2）單層單向井多，含水回返快，日油與峰值相比下降66.7噸，含水上升6.8%，拉升單元含水1.1%，且單向單采井大都位于砂體邊部，靜態(tài)完善潛力小。

2 注入采出狀況分析

2.1注入狀況分析

（1）總體注入狀況

注聚后，壓力上升平穩(wěn)，與注聚前對比，平均油壓上升2.9MPa，與轉(zhuǎn)二元前對比，平均油壓上升0.8MPa。

（2）單井油壓變化分析

從可對比井來看，油壓上升小于1MPa的井有2口，受注聚初期高壓影響。平面注入比較均衡，但局部存在高低壓井。低壓井4口：注入量低2口，保作降水和大孔道各1口；高壓欠注井3口：出砂堵塞2口，儲層物性差影響1口。

（3）阻力系數(shù)變化分析

從六區(qū)3-5二元驅(qū)霍爾曲線看，注聚后阻力系數(shù)明顯增加，段塞推進穩(wěn)定，第一段塞阻力系數(shù)為1.9，第二段塞阻力系數(shù)為2.0。

3 注聚開發(fā)過程中存在的問題

3.1儲層發(fā)育差，為三類儲層，注聚基礎(chǔ)薄弱

六區(qū)3-5主力層砂體連續(xù)性比較差，只有個別砂體延伸較遠(yuǎn)，大多砂體在橫向上很快尖滅。河道沉積砂體呈長條狀分布，儲量集中分布在32、44、51層，泛濫平原內(nèi)的零星砂體和局部廢棄河道沉積為土豆?fàn)睢?/p>

與其它注聚單元相比，六區(qū)3-5儲層發(fā)育比六區(qū)東南、西北要差，與中二北注聚區(qū)相近，平均單井砂厚8.3米，效厚6.6米，單井控制儲量8.7萬噸，但二區(qū)砂厚小于5米井只有10口，六區(qū)3-5為24口，占總井?dāng)?shù)的21.4%。

3.2注采強度大，具有見效快、前期增油效果好、失效快的開發(fā)特征

中二北注聚初期，因產(chǎn)量形勢需要，為盡快促效，水井注入量與油井采出量均超出計劃水平，與其它注聚單元相比，具有見效早，前期增油效果好，見聚濃度上升快，但高峰期持續(xù)時間短的特點。六區(qū)3-5累注0.057PV時開始出現(xiàn)見效井，同類注聚單元一般在累注0.08PV以后才開始局部見效。截止2014年5月，按方案設(shè)計注入量0.325PV，而實際注入量0.366PV，預(yù)測注入3年累增油12.84萬噸，而實際注入3年累增油26.22萬噸。

3.3井網(wǎng)不完善，單向?qū)?yīng)率高

單向?qū)?yīng)率高，造成油井見效快，失效也快，目前井層注采對應(yīng)率95.1%，其中單向?qū)?yīng)占31%，從分層情況看，主力層44層單向?qū)?yīng)率達(dá)39.1%。

4 采取的調(diào)整做法及效果

4.1 調(diào)整做法

針對中二北注聚驅(qū)開發(fā)后期出現(xiàn)的大頭井產(chǎn)量波動、回返井增多、見聚濃度高、井網(wǎng)完善程度低、初見效井增產(chǎn)慢、綜合含水居高不下的現(xiàn)狀，為穩(wěn)效促效，我們制定了以下幾條工作方向：（1）通過更新、側(cè)鉆、完善加密井網(wǎng)，提高儲量動用率；（2）通過油水井歸位，增加注入井點與受效井點，擴大見效規(guī)模；（3）通過堵調(diào)、分注緩解層內(nèi)、平面、層間差異，提高聚驅(qū)波及體積；（4）通過群扶群挖、注采調(diào)配，夯實穩(wěn)產(chǎn)基礎(chǔ)。

1、做好井網(wǎng)完善工作，增加受效井點，提高聚驅(qū)控制程度，不斷擴大見效規(guī)模。

實施油井更新1口（40-1493），補孔5口，卡封1口，水轉(zhuǎn)油2口；水井更新1口（24C36），補孔歸位3口，井層注采對應(yīng)率與2012年12月對比提高1.7%。

如：32層24井組，1月份水井35C2475地層堵塞不吸水后，通過實施油井補孔1口，油轉(zhuǎn)水1口，井網(wǎng)由一注三采變?yōu)閮勺⑺牟桑瑢嵤┖缶M日增油能力5.4噸；32層32-1443井組，井網(wǎng)完善前為單向?qū)?yīng)，含水回返快，通過實施油井補孔1口，水井補孔2口，井網(wǎng)由四注三采變?yōu)榱⑺牟桑瑢嵤┖?2-1443日增油能力4.2噸，30CP443日增油能力2.5噸。

2、做好低液井的提液促效及高低壓不正常注入井、層間矛盾突出井的治理工作，提高增油效果。

實施油井防砂提液4井次，下大泵1井次，注汽引效1井次，累增油961.7噸；水井停欠注井、高壓井解剖3井次，低壓井調(diào)剖2井次，層間吸聚差異大井分層注聚2井次。

如：23-217井，2012年8月躺井后作業(yè)，因壓力高轉(zhuǎn)自噴，自噴能力減弱后，為盡快轉(zhuǎn)抽，我們提前將對應(yīng)的3口水井降水，該井下泵轉(zhuǎn)抽后日增油能力9.5噸。

3、做好產(chǎn)液結(jié)構(gòu)調(diào)整工作，限液與提液相結(jié)合，合理均衡注采結(jié)構(gòu)，調(diào)整平面、層間流線。

對高見聚井、大孔道高液井實施限液8口，日減液能力332.8噸。

4、做好群扶挖潛及注采調(diào)配工作，通過參數(shù)優(yōu)化、地面螺桿泵、洗井試擠、注二氧化碳、加降粘劑、上摻水等措施群挖促效，通過整體調(diào)配與局部井組調(diào)配相結(jié)合，實施油水井聯(lián)動，控制躺井率，提高調(diào)配效果。

如：2 2-513井，2012年11月見效后含水由94.7%下降到79.5%，產(chǎn)出液粘度增加，油井出現(xiàn)負(fù)荷沉、回壓高緩下等問題，通過換大機實現(xiàn)長沖程、低沖次生產(chǎn)，上摻水流程伴輸?shù)确绞酱_保了油井正常生產(chǎn)。

4.2 實施效果

通過以上治理措施的實施，中二北注聚驅(qū)產(chǎn)量實現(xiàn)了穩(wěn)中有升，由治理前的日油水平490噸上升到520噸，綜合含水下降1.2%。

參考文獻(xiàn)：

[1]劉玉章等編著.聚合物驅(qū)提高采收率技術(shù).石油工業(yè)出版社，2006.6.

[2]姜其慧，趙寶柱，彭修聰，王寶勝.孤島油田中一區(qū)館陶組聚合物驅(qū)注采動態(tài)及效果分析.油氣地質(zhì)與采收率，2001.10，8（5）71～73.