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

注聚質(zhì)量直接決定聚驅(qū)方案的調(diào)整效果，對(duì)區(qū)塊開發(fā)有著深刻影響。近幾年，薩北開發(fā)區(qū)純油區(qū)東部4個(gè)區(qū)塊在注聚過程中均不同程度曝露出注入壓力高注不進(jìn)去、污水注聚效果變差、一泵多井母液量不穩(wěn)定等注聚質(zhì)量問題，制約注入井方案調(diào)整的同時(shí)影響開發(fā)效果。影響注聚質(zhì)量的因素包括油層發(fā)育、區(qū)塊聚合物分子量選擇、注入水質(zhì)、泵站設(shè)備參數(shù)匹配和運(yùn)轉(zhuǎn)時(shí)率以及管理等多方面。筆者僅從油層發(fā)育、注入水質(zhì)、注聚方案調(diào)整等方面對(duì)影響注聚質(zhì)量的因素進(jìn)行分析。

1 注聚質(zhì)量現(xiàn)狀

1.1 見效期注聚質(zhì)量現(xiàn)狀

由于在油層發(fā)育、水驅(qū)空白時(shí)間長(zhǎng)短以及注入水質(zhì)、注聚方案等方面差異，聚驅(qū)見效時(shí)各區(qū)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(shí)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(shí)注入壓力上升分別為3.02MPa和4.43MPa，月出現(xiàn)間注井分別達(dá)到8口和14口，間井比例注均超過20%，注入矛盾已經(jīng)顯現(xiàn) （見表1）。

表1 薩北開發(fā)區(qū)純油區(qū)東部聚驅(qū)見效時(shí)注入狀況統(tǒng)計(jì)表

1.2 注聚全過程注聚質(zhì)量現(xiàn)狀

對(duì)比整個(gè)注聚過程，注入壓力上升最高的是北三東西塊達(dá)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(zhǎng)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(yuǎn)遠(yuǎn)低于0.10PV／a的方案設(shè)計(jì)要求。含水回升期注入狀況略有好轉(zhuǎn)，注入速度提高到0.063PV／a；北二東東塊整體井網(wǎng)加密調(diào)整后，注入狀況明顯改善 （見表2）。

2 影響注聚質(zhì)量因素分析

由于油層發(fā)育存在差異，不同開發(fā)階段開發(fā)調(diào)整目的不同，因此制約各區(qū)塊間注聚質(zhì)量因素也不盡相同。

2.1 油層發(fā)育

以泛濫平原下游沉積為主的薩北開發(fā)區(qū)受薩爾圖、喇嘛甸2條河系影響，在純油區(qū)東、西部存在明顯的差異。與純油區(qū)西部相比，純油區(qū)東部?jī)?chǔ)層平面、垂向非均質(zhì)性要嚴(yán)重得多，總體上呈現(xiàn)河道砂發(fā)育規(guī)模明顯變小、層數(shù)增多、厚度變薄、滲透率變低、平面及縱向非均質(zhì)變嚴(yán)重的特點(diǎn)。薩北開發(fā)區(qū)東西部均采用250m井距、五點(diǎn)法面積井網(wǎng)注聚，因此相對(duì)比較，純油區(qū)東部注聚驅(qū)效果差于純油區(qū)西部，注聚過程曝露出的問題也更為突出。

表2 薩北開發(fā)區(qū)純油區(qū)東部含水低值期注入狀況統(tǒng)計(jì)表

1）滲透性變差加深聚驅(qū)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(qū)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(qū)控制程度為76.4%，為薩北開發(fā)區(qū)已投注聚區(qū)塊中等水平，但是不同滲透率分級(jí)油層鉆遇情況統(tǒng)計(jì)結(jié)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(fā)區(qū)注聚區(qū)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(qū)塊實(shí)施高分子注聚，動(dòng)態(tài)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(dòng)用，注聚一個(gè)月即出現(xiàn)間注井，聚合物用量為185PV·mg／L時(shí)，全區(qū)壓力上升5.84MPa，月出現(xiàn)間注井35口，間注比例達(dá)到62.5%。

2）河道砂體規(guī)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(qū)塊葡萄花油層Ⅰ油組（PⅠ）屬于薩東中小河系儲(chǔ)層沉積，以分流平原相曲流河道砂體沉積為主，與純油區(qū)西部喇西河系相比，河道砂發(fā)育規(guī)模變小，寬度在150～1000m，西部河道寬度達(dá)到2500m以上。北二東東塊PⅠ河道砂體所占厚度比例雖然可達(dá)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(qū)控制程度只有60.7%，為薩北開發(fā)區(qū)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(guān)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(qū)砂體控制程度較低，連通狀況差，導(dǎo)致注入井注入困難，影響到聚驅(qū)開發(fā)效果。動(dòng)態(tài)特征體現(xiàn)為注入井注不進(jìn)去，采出井采不出來，用量為106PV·mg／L含水最低點(diǎn)為84.07%，下降幅度僅為9.43%。區(qū)塊間注井多達(dá)18口，間注比例48.6%，采出井欠載23口，平均動(dòng)液面347m。該區(qū)塊井網(wǎng)加密初期，由于新井位于原油水井之間，采聚濃度高達(dá)344mg／L，較井網(wǎng)加密前高出101mg／L，進(jìn)一步表明油層存聚率高，聚合物利用率低。

3）小層數(shù)增多，平面及縱向上非均質(zhì)嚴(yán)重導(dǎo)致注聚質(zhì)量變差 統(tǒng)計(jì)對(duì)比注聚最差的2個(gè)區(qū)塊。北三東西塊聚驅(qū)開發(fā)10個(gè)沉積單元，比其他區(qū)塊多4～6個(gè)，開發(fā)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?yàn)槠咸鸦ㄓ蛯英蛴徒M）和PⅡ3b不到10%，層間滲透率級(jí)差為3.91。北三東西塊油層有效厚度分級(jí)統(tǒng)計(jì)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(shù)的57.15%；有效厚度在1.0～2.0m的油層占總層數(shù)的26.8%；有效厚度大于3.0m的層占總層數(shù)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(shù)則更高，占總層數(shù)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(jí)差也比較大，與北二西東塊相比，各砂巖組的滲透率級(jí)差均有所增大，PⅠ4層最大達(dá)到49.0，PⅠ2層也達(dá)到12.1，縱向上變化更大。

2.2 井網(wǎng)完善程度

統(tǒng)計(jì)分析表明，間注井與井網(wǎng)完善程度有直接關(guān)系。對(duì)比斷層發(fā)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(qū)主要在斷層2側(cè)和區(qū)塊邊部，這些區(qū)域油水井連通關(guān)系差，注采矛盾失衡，多形成 “有注無采”、“有采無注”井區(qū)，其中 “有注無采”井區(qū)地層壓力高和注入壓力均處于較高水平，注入井對(duì)應(yīng)層段采出井點(diǎn)少，注入井存在憋壓；“有采無注”井區(qū)地層壓力相對(duì)下降，注入井對(duì)應(yīng)層段與采出井不匹配，注入井注不進(jìn)去的同時(shí)采出井采聚濃度和動(dòng)液面低，電泵井供液不足關(guān)井。中心井區(qū)注采矛盾相對(duì)較小，區(qū)域內(nèi)間注井出現(xiàn)晚，而且解堵效果好，有效期長(zhǎng)。分析表明井網(wǎng)完善程度是影響注聚質(zhì)量的重要因素。

2.3 注聚初期聚合物分子量

在薩北開發(fā)區(qū)一類油層已注聚區(qū)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(qū)塊油層平均滲透率只有0.284×10－3μm2，遠(yuǎn)低于其他注聚區(qū)塊，聚合物分子在油層中對(duì)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(diào)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(fā)區(qū)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(jīng)過顆粒調(diào)剖、該高分子注聚等調(diào)整，但整個(gè)注聚過程注入壓力上升幅度都相對(duì)較低，注入狀況一直保持良好。

2.4 注入水質(zhì)對(duì)注聚質(zhì)量的影響

清水注聚階段的注聚質(zhì)量明顯好于污水注聚，主要體現(xiàn)在：①污水注聚黏損大，對(duì)注入黏度要求更高。清水注聚階段注入濃度要求達(dá)到1000mg／L，對(duì)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(dá)到100mPa·s以上，但注聚效果仍不明顯。②由于污水注聚對(duì)母液需求量大幅度增加，現(xiàn)場(chǎng)執(zhí)行中原有的單泵單井流程泵參數(shù)過小，往往以降低注入速度來保證注入黏度，方案調(diào)整受到制約。即使是一泵多井新站流程，由于擴(kuò)大高濃度注聚范圍，也出現(xiàn)母液與泵排量不匹配問題。③污水注聚后受注入水質(zhì)影像，數(shù)據(jù)波動(dòng)較大，增加管理難度，影響注聚質(zhì)量。

3 治理策略優(yōu)化及其效果分析

2005年圍繞如何改善純油區(qū)東部注入狀況進(jìn)行了大量有益的探索和實(shí)踐。2007年3月，第一油礦對(duì)北三東西塊18口井進(jìn)行水泥罐車反沖洗后高溫?zé)嵯?，但是單井有效期最多的只?d，實(shí)踐證明這種方法只能解決近井地帶油層堵塞，對(duì)于斷層區(qū)和邊角井等注采失衡井區(qū)基本無效。洗井經(jīng)驗(yàn)也進(jìn)一步證明注入井堵塞部位多在油層中部，同時(shí)油層堵塞是注入狀況差的一個(gè)原因，但是注采失衡也是導(dǎo)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(duì)北三東西塊6口注入井進(jìn)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(rèn)為，壓裂液雖然能在有層中擴(kuò)大裂縫，提高油層滲流能力，但是由于注聚液的連續(xù)注入，其堵塞速度也相對(duì)較快。2009年以來進(jìn)一步優(yōu)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(tǒng)計(jì)對(duì)比表活劑解堵效果表明，不斷優(yōu)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(shí)現(xiàn)長(zhǎng)期連續(xù)注入。但是對(duì)于邊角井和斷層區(qū)井，表活劑解堵效果則不明顯，表明注采失衡才是這兩個(gè)井網(wǎng)不完善區(qū)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(yīng)用超短半徑水平井技術(shù)取得階段性認(rèn)識(shí)。首先，通過補(bǔ)孔方式準(zhǔn)確確定油層堵塞位置，通過補(bǔ)孔手段實(shí)施表活劑解堵。2011年5月在間注最嚴(yán)重的北三東西塊實(shí)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(shù)20d左右，措施后實(shí)現(xiàn)了連續(xù)注入，截止目前措施仍有效果，有效期已經(jīng)130d。

3.2 井網(wǎng)加密調(diào)整完善注采關(guān)系

北二東東塊井網(wǎng)加密后，注入狀況明顯改善，注入井壓力10.47MPa，較井網(wǎng)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(guān)系

1）針對(duì)有注無采井區(qū)，利用水驅(qū)油井補(bǔ)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(cè)連通的采出井B3－D5－P51井出現(xiàn)尖滅，注采不完善，造成該井間注嚴(yán)重。為完善單砂體注采關(guān)系，改善B3－D5－P52井吸入狀況，2007年6月對(duì)B3－D5－51井進(jìn)行補(bǔ)孔，補(bǔ)孔后日產(chǎn)液由11t增加到99.6t，日產(chǎn)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(shù)由25d降到18d。

B3－D4－P53井注入井在區(qū)塊注聚3個(gè)月后就出現(xiàn)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(guān)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(diào)整井，開采薩爾圖薄差油層及表外儲(chǔ)層，日產(chǎn)液13.9t，日產(chǎn)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(bǔ)孔驅(qū)替河道內(nèi)富集的剩余油。2007年4月對(duì)北3－丁4－454井進(jìn)行補(bǔ)孔，補(bǔ)開聚驅(qū)目的層3個(gè)小層，補(bǔ)孔后初期日增液66.8t，日增油38.5t，含水下降45.1%，目前日產(chǎn)液77.5t，日產(chǎn)油18.2t，含水76.5%，累計(jì)增油2444t，增油效果明顯。油井補(bǔ)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(shù)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(duì)油層薄差井區(qū)，通過水驅(qū)井補(bǔ)孔縮小聚驅(qū)井距 B2－D3－P52井注入狀況差，分析認(rèn)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(cè)連通采出井B2－D3－P51井為薄差層，有效厚度小，是三類連通關(guān)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(guān)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(duì)B2－D3－451井進(jìn)行補(bǔ)孔，縮小注采井距，由原來的250m縮小到120m。補(bǔ)孔后日產(chǎn)液由10.9t增加到58.6t，日產(chǎn)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(shù)由29d降到19d，注入狀況得到改善。

3）針對(duì)有采無注井區(qū)，水驅(qū)注水井轉(zhuǎn)為聚驅(qū)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(zhuǎn)為注聚井后，調(diào)整后區(qū)域靜態(tài)聚驅(qū)控制程度提高38.05%，達(dá)到82.95%，油層供液能力大幅度提高，井區(qū)開發(fā)效果改善。

4 幾點(diǎn)認(rèn)識(shí)

（1）聚驅(qū)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(guān)系失衡型。

（2）薩北開發(fā)區(qū)東部不斷優(yōu)化措施方式，個(gè)性化實(shí)施解堵方案取得較好效果。

（3）污水注聚導(dǎo)致注聚質(zhì)量下降，給注聚方案調(diào)整帶來難度的同時(shí)增加聚合物干粉成本，而且導(dǎo)致聚驅(qū)效果變差。如何保證污水注聚質(zhì)量穩(wěn)定、降低聚合物黏損，是需要進(jìn)一步探討的問題。