蔣正義 （中石油大慶油田有限責任公司第一采油廠，黑龍江 大慶163001）

隨著薩中開發(fā)區(qū)產量遞減，聚合物驅油已由一類油層轉向二類油層，由于一類油層是一套獨立開發(fā)層系，因此不存在水聚兩驅互相干擾問題。然而二類油層不同于一類油層，原有水驅基礎井網、一次調整、二次加密井網對該層系均有不同程度開采，因此二類油層注聚井網與原有水驅井網互相干擾問題不可避免。2006年以來，薩中開發(fā)區(qū)相繼開展了二類油層注聚開發(fā)，雖然先期水驅井網已進行了封堵，但仍然見到了聚驅效果。從水驅開采曲線 （見圖1）可以看出，2008年4月到2009年8月為見效明顯期，呈現(xiàn)出含水下降，產油量穩(wěn)中略升的聚驅見效特征?？陀^準確的計算出聚驅對水驅貢獻值，既有利于二類油層注聚驅油效果評價，同時也有利于水驅動態(tài)分析及開發(fā)調整。

圖1 區(qū)塊薩葡油層開采曲線

1 直接測算聚驅對水驅貢獻值存在的問題

1.1 層系井網復雜，投產時間不同

在原有水驅井網內，北到北1－3－丁54井，南至中3－23井為界，將區(qū)塊分為東、西2塊（見圖2）。其中西塊為2006年投產二類油層注聚區(qū)，該區(qū)域采用的是150m井距五點法面積井網。2007年在中部區(qū)域開辟出1.9km2的二、三結合試驗區(qū)，其中二類油層井網采用150m注采井距規(guī)則五點法面積井網；三類油層井網采用106m注采井距規(guī)則五點法面積井網。東部除二、三結合試驗區(qū)外為東塊二類油層注聚區(qū)，仍然采用150m井距五點法面積井網，2008年投產。整個區(qū)域內無斷層，各區(qū)塊相互間無天然屏障，相互影響，同時與原有水驅井網之間也存在干擾，且投產時間不一，為測算聚驅對水驅貢獻值增加了難度。

圖2 注聚區(qū)分布圖

1.2 水驅井網射開聚驅目的層井數(shù)多，封堵不徹底

全區(qū)目前共有891口井 （油井591口，水井300口），平均射開砂巖厚度21.6m，有效厚度9.1m。其中射開注聚目的層段薩Ⅱ10－薩Ⅲ10就有849口井，射開砂巖厚度7.3m，有效厚度3.2m；分別占總數(shù)95.3%、32.4%、33.4%。

以西塊為例，該區(qū)塊2006年7月開始注聚，2006年11月這部分射開二類油層注聚層采油井見到明顯聚驅效果，日產油由開始注聚時的941t升至992t，綜合含水由92.1%降至91.4%，沉沒度由415m降至375m；呈現(xiàn)出明顯聚驅受效特征。

在869口射開二類油層注聚目的層水驅井中，僅封堵265口井，平均封堵砂巖厚度6.8m，有效厚度3.3m。分別占射開井數(shù)31.2%、28.9%、31.1%。雖然進行了封堵，但由于施工工藝等原因，這部分井仍然見到了聚驅效果，北一區(qū)斷東西塊，日產油由注聚前103t升至174t，綜合含水由93.3%降至91.4%，沉沒度由505m降至387m。

1.3 部分井在封堵同時，實施了增產措施

在125口封堵采油井中，同時實施壓裂措施有6口，補孔14口，大修13口。部分井措施后取得了較好的開發(fā)效果，如ZJ3－F017井，射開砂巖厚度27.8m，有效厚度4.5m，措施前日產液量始終在14t，含水在95%。2006年10月為配合聚驅上返需要對該井SⅢ2－3（砂巖厚度4.1m，有效厚度0.6m）進行封堵，考慮到封堵后該井產液量將繼續(xù)下降，開采效率低，因此在封堵薩Ⅲ2－3層的同時，對剩余油層 （薩Ⅱ14－Ⅱ15＋16、葡Ⅱ4－Ⅱ7、葡Ⅱ9－Ⅱ10層，砂巖厚度15m，有效厚度2.2m）進行壓裂，壓堵后見到了很好的效果，日產液71t，日產油7t，含水90.2%。前后對比日增液57t，日增油6.6t，含水下降7.0%。這部分措施效果與聚驅見效混淆在一起，單獨評價聚驅效果存在困難。

綜上所述，由于聚驅各區(qū)塊投產時間的不同、二類油層聚驅與原有水驅井網開采層位重復率高、以及水驅封堵井復合措施的實施等原因，如果從受效單井計算聚驅貢獻值，那么工作量將是龐雜而繁瑣的，計算出的結果也不可信。以2010年統(tǒng)計結果為例，根據逐井統(tǒng)計，2010年仍然能見到聚驅效果水驅采油井有75口，其中西塊28口，年增油量3.6375×104t；東塊47口，年增油量5.3452×104t，合計年增油量8.9827×104t。2010年全年產油量69.0×104t，聚驅見效所占比例達到13%，結果偏高。

2 自然遞減率法計算聚驅對水驅貢獻值

通過宏觀方法利用自然遞減率法簡單計算二類油層聚驅對水驅貢獻值。水驅自然遞減率是表征在扣除新井投產以及增產措施影響的前提下，依靠自身水驅條件下采油，產油量逐年減少的百分量：

圖3 含水、自然遞減率變化趨勢

式中，f自為自然遞減率；A為上年年產油量，104t；B為當年年產油量，104t；C為當年措施產油量，104t；D為當年新井產油量，104t。

鑒于水驅開發(fā)特點，當油田進入特高含水期，綜合含水是緩慢上升，自然遞減率是一個相對穩(wěn)定的數(shù)值?；谝陨显?，通過二類油層注聚前水驅真實綜合含水，自然遞減率做擬合曲線，預測出注聚后的綜合含水及自然遞減率值，從而計算聚驅對水驅貢獻值，同時得出水驅比較真實開發(fā)指標綜合含水、年產油量、采油速度、含水上升率等。從圖3可以看出，由于受到聚驅影響，從2006年開始綜合含水、自然遞減率明顯下降，到2009年下降到最低值，綜合含水91.6%、自然遞減率3.47%。

為了做出更準確的預測，需要對2005、2006、2007、2008年遞減率進行修正。2005年由于當時北一二排正進行二類油層封堵工作，與之有關的北三排水井相關層位全部封堵，造成當年年注水量大幅減少，年注水量下降13.44%，年產液量下降8.63%，當年自然遞減率達到16.3%。

通過繪圖（見圖4）發(fā)現(xiàn)，當年產液量增長率與年注水量增長率差值由負變正的過程中，自然遞減率都有減小的趨勢，由此預測2005年自然遞減率為10.24%。

圖4 增長率差值與自然遞減率關系圖

2006、2007、2008年聚驅分3年相繼投產，其中水驅部分采出井被利用，2006年20口，2007年10口，2008年15口。為了消除這部分利用井產量損失所造成的遞減率偏大，采用現(xiàn)有水驅井網井口產量計算自然遞減率，修正后自然遞減率變化趨勢如圖5所示。根據修正后數(shù)值進行曲線擬合 （見圖6），預測結果如表1所示。

圖5 修正后綜合含水、自然遞減率變化趨勢圖

圖6 擬合曲線圖

根據預測結果計算，到2010年底北一區(qū)斷東二類油層注聚對水驅貢獻值為18.855×104t。依據擬合結果，以現(xiàn)有采油井計算，純水驅情況下預計到2010年底，年產油量為58.0713×104t，年采油速度為0.5%，年含水上升率0.18% （見表2）。

表1 預測指標及聚驅貢獻量

表2 純水驅情況下指標預測結果

3 結 論

（1）利用曲線擬合方法，預測自然遞減率，計算出到2010年底二類油層注聚對水驅貢獻值為18.855×104t，為聚驅效果評價提供詳實數(shù)據。

（2）通過指標計算，得出在純水驅條件下，到2010年底，年產油量為58.0713×104t，年采油速度為0.5%，年含水上升率0.18%。

（3）客觀準確的計算出二類油層聚驅對水驅貢獻值，對于評價聚驅效果意義重大，同時也有利于水驅自身指標評價，為今后開發(fā)調整提供可靠依據。