北三東西塊聚驅(qū)見效特征分析及治理對(duì)策研究

【摘要】本文通過對(duì)北三東西塊注聚合物開發(fā)過程進(jìn)行分析，總結(jié)出了該區(qū)塊聚驅(qū)見效特征：見效時(shí)間早，最低點(diǎn)時(shí)，含水下降幅度??；產(chǎn)液能力低，下降幅度大；注入壓力高、注入速度低；受平面及層間矛盾影響，區(qū)塊見效不均衡。分析其原因主要由于儲(chǔ)層發(fā)育較差、注采井連通差，局部聚驅(qū)控制程度低；初期注抗鹽和高分子聚合物，油層適應(yīng)性差；地層壓力高，地層能量得不到釋放等幾方面。通過對(duì)其原因的分析，采取了一系列針對(duì)性綜合治理措施。

【關(guān)鍵詞】注入壓力；注入速度；含水回升；綜合治理

前言

薩北開發(fā)區(qū)1995年投入聚合物驅(qū)工業(yè)化生產(chǎn)，隨著工業(yè)化規(guī)模的不斷擴(kuò)大以及研究的深入，已經(jīng)總結(jié)一套比較成熟的開發(fā)思路和管理方法，但是由于地質(zhì)條件、注入?yún)?shù)、管理方法的不同，不同的區(qū)塊呈現(xiàn)不同見效特征和開發(fā)效果。

1、區(qū)塊概況

北三區(qū)東部西塊位于大慶長垣薩爾圖油田北部純油區(qū)東部，聚驅(qū)開采目的層為葡I、葡Ⅱ1-3，含油面積7.55km2，地質(zhì)儲(chǔ)量1452×104t，孔隙體積2677×104m3。原始地層壓力11.28MPa，破裂壓力14.3MPa。平均單井射開砂巖厚度為20.6m，有效厚度13.2m，平均有效滲透率僅為284×10-3μm2，區(qū)塊聚驅(qū)控制程度為76.4%。區(qū)塊采用五點(diǎn)法面積井網(wǎng)開發(fā)，共布注入、采出井116口，其中注入井57口，采出井59口，注采井?dāng)?shù)比為1：1.05。于2001年5月投入生產(chǎn)，2003年8月開始注聚合物，目前累積注入孔隙體積0.324PV，聚合物用量294mg/L·PV，階段提高采收率5.23個(gè)百分點(diǎn)。

2、區(qū)塊見效特征分析

2.1見效時(shí)間早，最低點(diǎn)時(shí)，含水下降幅度小

北三東西塊聚合物用量達(dá)到35PV·mg/L時(shí)開始見效，比數(shù)模提前了34PV·mg/l，同時(shí)也早于其它區(qū)塊。最低點(diǎn)含水僅下降11.46個(gè)百分點(diǎn)，低于純油區(qū)西部16.86個(gè)百分點(diǎn)的平均水平。

2.2產(chǎn)液能力低，下降幅度大

聚合物驅(qū)以后隨著注聚時(shí)間延長，油層中聚合物逐漸增加，流體粘度增大，不但注入井注入壓力上升、吸入能力下降，而且采出井的產(chǎn)液能力會(huì)大幅度下降。北三東西塊注聚后產(chǎn)液量下降幅度大，產(chǎn)液指數(shù)由注聚前的24.27t/d·MPa，下降到2006年12月的10.89t/d·MPa，產(chǎn)液量由2004年1月的8203t/d，下降到2006年12月的4120t/d，下降幅度達(dá)到49.8%，對(duì)聚驅(qū)增油效果影響較大。

2.3注入壓力高、注入速度低是區(qū)塊的突出問題

北三東西塊注聚以來注入壓力上升較快，進(jìn)入低值期以來，注入壓力達(dá)到14.0MPa，比注聚前上升了5.3Mpa，僅比破裂壓力低0.3 MPa。間注井?dāng)?shù)高達(dá)39口，間注比例達(dá)到68.4%；區(qū)塊注入速度只有0.055PV/a，比驅(qū)油方案要求低0.065PV/a。

2.4受平面及層間矛盾影響，區(qū)塊見效不均衡

以單井單位厚度累積增油為標(biāo)準(zhǔn)，對(duì)區(qū)塊采油井見效狀況進(jìn)行分類：平均單位有效厚度累積增油量為800t，增油在1100t以上的采油井為一類見效井，共有15口，占總井?dāng)?shù)的25.4%，單位厚度累積增油在500～1100t之間的采油井為二類見效井，共有25口，占總井?dāng)?shù)的42.4%，單位厚度累積增油在500t以下的為三類見效井，該類井有19口，占總井?dāng)?shù)的32.2%。

2.5影響因素分析

一是儲(chǔ)層發(fā)育較差。北三東西塊油層屬于薩東中小河系沉積，河道砂體規(guī)模和厚度明顯變小，小層數(shù)增加，油層平面、層間差異增大。聚驅(qū)開采目的層為葡I1-4、葡I5-7和葡Ⅱ1-3三個(gè)砂巖組，10個(gè)沉積單元，比其它區(qū)塊多4-6個(gè)；河道沉積類型多，主要有5類沉積砂體，分別為：高彎曲分流河沉積、低彎曲分流河沉積、砂質(zhì)辮狀河沉積、坨狀三角洲沉積、過渡狀三角洲沉積；河道規(guī)模明顯變小，河道砂鉆遇率只有48.9%，比純油區(qū)西部低11.9百分點(diǎn)。平均單井射開砂巖厚度為20.6m，有效厚度13.2m，平均有效滲透率僅為284×10-3μm2，比純油區(qū)低41%。

二是注采井連通差，局部聚驅(qū)控制程度低。區(qū)塊聚驅(qū)控制程度為76.4%，處于薩北開發(fā)區(qū)已投注聚區(qū)塊的中下等水平，而一類連通率僅為63.6%，為投注聚區(qū)塊最低，這是造成區(qū)塊區(qū)塊見效時(shí)間早，最低點(diǎn)時(shí)含水下降幅度小的又一原因。主產(chǎn)層葡I7聚驅(qū)控制程度達(dá)到88.1%，控制程度較高。但受斷層及砂體發(fā)育狀況影響，局部地區(qū)聚驅(qū)控制程度僅為50.0%左右，而且斷層附近還存在“有注少采”和“有采少注”的問題，影響了聚驅(qū)效果。

3、綜合治理措施及效果評(píng)價(jià)

2007年針對(duì)區(qū)塊注入壓力高、注入速度低、產(chǎn)液量下降幅度大的問題，開展了區(qū)塊綜合治理。通過逐井分析、分類總結(jié)，制定了補(bǔ)孔轉(zhuǎn)注完善注采關(guān)系、油井提液降低壓力水平、注入井增注改善注入狀況等針對(duì)性措施。

3.1強(qiáng)化注采關(guān)系調(diào)整，提高聚驅(qū)控制程度

一是利用水驅(qū)井補(bǔ)孔，完善聚驅(qū)注采關(guān)系。針對(duì)聚驅(qū)采油井油層發(fā)育差，與注入井連通不好，利用水驅(qū)低效井補(bǔ)開聚驅(qū)目的層，完善聚驅(qū)注采關(guān)系，改善注采狀況，共實(shí)施4口，措施后平均單井日增油16t。其中利用水驅(qū)井北3-丁4-454井效果明顯，日增油38t，含水下降45.1個(gè)百分點(diǎn)。二是分步射孔井及時(shí)補(bǔ)孔，完善單砂體注采關(guān)系，改善注采狀況。實(shí)施分步射孔井補(bǔ)孔4口，措施后平均單井日增液46t，日增油4t，周圍8口水井平均單井日注入量增加10m3，注入壓力下降0.2MPa，月注入天數(shù)增加5天。三是針對(duì)“多采少注”井區(qū)，利用水驅(qū)注水井北3-丁6-451轉(zhuǎn)注聚，提高局部聚驅(qū)控制程度51.3個(gè)百分點(diǎn)，周圍2口采油井，目前日增油8t，含水下降了11.5個(gè)百分點(diǎn)，取得了很好的增油降水效果。

3.2強(qiáng)化油井提液措施，搞好壓力系統(tǒng)調(diào)整

3.2.1采油井壓裂，釋放地層能量，改善注采狀況

針對(duì)地層壓力高，流壓低、產(chǎn)液量低、含水低的油井，依據(jù)精細(xì)地質(zhì)研究成果，結(jié)合數(shù)值模擬綜合分析，實(shí)施油井壓裂11口。一是對(duì)含水較低，地層壓力較高，存在剩余油富集區(qū)，對(duì)厚油層進(jìn)行壓裂7口，措施后初期平均單井日增液38t/d，日增油15t/d，二是對(duì)見效晚，且累積產(chǎn)液量低，單位厚度累積增油量低的采油井，為促進(jìn)見效，壓裂2口，初期單井日增油8t/d，含水下降6.7個(gè)百分點(diǎn)。三是為改善層間矛盾，挖掘河道邊部剩余油，壓裂2口，措施后單井日增油12.5t/d。

3.2.2加強(qiáng)沉沒度治理，降低壓力水平，緩解注采困難矛盾

北三東西塊聚驅(qū)共有機(jī)采井59口，其中抽油機(jī)2口井，螺桿泵24口井，電泵33口井。2007年實(shí)施上調(diào)參22井次，日增液127t，日增油30t，平均單井沉沒度下降102m；檢換大泵6口井，日增油21t，措施單井平均沉沒度下降324m。

3.3綜合效果評(píng)價(jià)

2007年北三東西塊綜合治理共實(shí)施各類措施調(diào)整方案共77口，占總井?dāng)?shù)的66.4%。通過實(shí)施上述各項(xiàng)措施，區(qū)塊的聚驅(qū)效果得到改善。2007年年末，全區(qū)綜合含水87.59%，月度含水上升速度僅為0.12%，較2006年減緩了0.09個(gè)百分點(diǎn)；全區(qū)注入壓力13.65MPa，注入壓力下降0.2MPa；間注井23口，井?dāng)?shù)比例40.4%，較治理前減少了14口，降低了24.6個(gè)百分點(diǎn)；日實(shí)注4850m3，注入速度0.066PV/a，比治理前提高了0.011PV/a。地層壓力11.86MPa，較治理前下降了0.22MPa，年超產(chǎn)原油2.09×104t。

4、幾點(diǎn)認(rèn)識(shí)及建議

1、北三東西塊儲(chǔ)層發(fā)育差，單層有效厚度小，滲透率低，平面及層間矛盾嚴(yán)重，導(dǎo)致區(qū)塊聚驅(qū)注采狀況差。

2、中小河系儲(chǔ)層聚合物驅(qū)采取局部區(qū)域縮小井距，完善單砂體注采關(guān)系的方法，能夠改善聚驅(qū)開發(fā)效果。

3、建議對(duì)轉(zhuǎn)注聚井北3-丁6-451周圍兩口油井實(shí)施提夜措施，兩口井均處于見效期。其中北3-6-側(cè)斜51供液充足，含水下降快，單位厚度產(chǎn)油量低，建議換大泵；北3-6-P52增油明顯，單位厚度產(chǎn)油量低，流壓下降，含水下降幅度大，建議對(duì)其壓裂。

參考文獻(xiàn)

[1]胡博仲，劉恒，李林等.《聚合物驅(qū)采油工程》.北京：石油工業(yè)出版社.1997。

作者簡介

朱琦，男，1988年12月4日出生，2011年畢業(yè)于東北石油大學(xué)，現(xiàn)工作在大慶油田第三采油廠地質(zhì)大隊(duì)三采室，從事聚驅(qū)分析工作。