李文晶(大慶油田第一采油廠第三油礦,黑龍江 大慶 163000)

西區(qū)純油區(qū)弱堿三元復(fù)合驅(qū)效果分析及認(rèn)識

李文晶(大慶油田第一采油廠第三油礦,黑龍江 大慶 163000)

為了保證三元復(fù)合驅(qū)的開發(fā)效果，需要建立一套細(xì)致的參數(shù)設(shè)計(jì)及跟蹤調(diào)整方法。在論述區(qū)塊整體開采特點(diǎn)的基礎(chǔ)上，通過深入分析影響西區(qū)純油區(qū)弱堿三元復(fù)合驅(qū)開發(fā)效果的主要問題與矛盾，明確了整體跟蹤調(diào)整思路及管理方法，并提供了調(diào)整依 據(jù)，力爭最大限度提高采收率，最終取得了一定的開發(fā)效果。為以后的區(qū)塊開發(fā)提供了一定的借鑒作用。

三元;注入?yún)?shù)調(diào)整;個(gè)性化設(shè)計(jì);含水下降

西區(qū)二類下返位于薩中開發(fā)區(qū)西部純油區(qū)，開采層位葡Ⅰ5～葡Ⅱ10，含油面積4.96 km2，地質(zhì)儲量913.21×104t，孔隙體積1926.786×104m3，于2011年8月新井陸續(xù)投產(chǎn)，共有油水井296口，2012年6月進(jìn)入空白水驅(qū)階段，2014年2月注入聚合物前置段塞，2014年6月注入三元主段塞，2015年10月達(dá)到見效高峰，2016年6月轉(zhuǎn)三元副段塞。截止目前，累計(jì)注入溶液量657.1019×104m3，累計(jì)注入PV：0.436,見效112口，見效比例74.2%，單井累計(jì)增油1830t，單井日增油2.7t，含水下降4.9個(gè)百分點(diǎn)，取得了一定的開發(fā)效果。

1 不同階段采用不同的注聚方法及與相匹配的注入?yún)?shù)

1.1 空白水驅(qū)

該階段平面縱向矛盾突出，重點(diǎn)通過細(xì)分注水，減小壓力、速度差異，為投注做好銜接和準(zhǔn)備。既有利于縮小層間差異，又避免注聚過程中集中分注作業(yè)破壞壓力場、濃度場及注采平衡。

1.2 注聚初期

該階段停注低滲層，避免堵塞；對中高滲透層實(shí)施高粘低速注入，實(shí)現(xiàn)選擇性調(diào)堵。采油井輔以流壓調(diào)整，控制聚合物沿高滲透高含水方向過快突破

1.3 含水下降期

該階段中高滲透層調(diào)驅(qū)段塞已經(jīng)形成，在注入壓力達(dá)到低滲透層啟動壓力時(shí)，打開低滲透層段，降粘提速，努力實(shí)現(xiàn)均衡注入。同時(shí)采油井輔以壓裂引效措施，最大限度實(shí)現(xiàn)井層間均衡受效。

1.4 含水回升期

該階段聚合物沿高滲層開始突破，剖面反轉(zhuǎn)，此時(shí)下嘴子細(xì)分調(diào)整，控制突進(jìn)層，加強(qiáng)低注層；采油井輔以流壓調(diào)整和反向調(diào)剖，減少高見聚方向采液速度，提高聚合物效率

2 區(qū)塊進(jìn)入主段塞后面臨的問題

2.1 平面上，井點(diǎn)間壓力不均衡，注采比偏低，壓力系統(tǒng)不合理

區(qū)塊整體產(chǎn)液速度偏高，注采比低，采液速度達(dá)到0.22PV/ a，高于注入速度0.20PV/a；月注采比低僅為0.85；流壓水平低，平面調(diào)整難度大；地層壓力為9.7MPa，呈上升趨勢但水平依然較低，總壓差僅為-2.0MPa。

2.2 前置段塞結(jié)束，剖面動用相對較差，層間矛盾突出

前置段塞結(jié)束時(shí)，有效厚度動用比例53.6%

2.3 見效不均衡，部分井組見效緩慢，部分井組采聚突破、含水回升

見效高峰期過后，仍有部分井未見效，一部分含水已經(jīng)呈回升趨勢

2.4 區(qū)域內(nèi)水驅(qū)采油井，見劑見效明顯，水驅(qū)干擾嚴(yán)重

西區(qū)純油區(qū)水驅(qū)井網(wǎng)共有油水井522口，其中開采聚驅(qū)目的層井269口，從分布情況看，遍布全區(qū)。水驅(qū)未封堵井整體上產(chǎn)液量保持穩(wěn)定、產(chǎn)油量增幅達(dá)到18.0%，高于全區(qū)平均水平；水驅(qū)已封堵的采油井封堵后整體產(chǎn)液量下降、產(chǎn)油量下降、含水基本穩(wěn)定。

3 調(diào)整思路及做法

3.1 是注入?yún)?shù)匹配調(diào)整，保證注入能力，擴(kuò)大波及體積

注入三元主段塞梯次降粘，啟動中低滲透油層，最大限度擴(kuò)大波及體積，針對注入壓力高井及時(shí)調(diào)整參數(shù)，保證連續(xù)注入；有壓力空間井提濃提速，提高供液能力；針對采聚突破井組及時(shí)提濃。2015年至今共調(diào)整注入井方案585井次。

3.2 是加大注入井分注措施，提高油層動用程度

為減小層間差異，提高中、低滲透層動用程度，促進(jìn)油井均勻見效，適時(shí)對注入井實(shí)施分層注入，目前全區(qū)分層井共85口，分注率62%。

3.3 是降液提速，保證注采平衡，構(gòu)建合理壓力系統(tǒng)

為保證合理壓力系統(tǒng)，針對注采比低、流壓水平低的區(qū)域適當(dāng)降液;針對壓力空間大區(qū)域，提速提濃。

3.4 是加大注采兩端增產(chǎn)增注措施，提高注采能力，促進(jìn)油井見效

注入端壓裂38口，油壓下降4.3MPa，日實(shí)注增加814m3；采出端壓裂38口，日增液1428t，日增油84t。

3.5 是針對采聚突破、含水回升井個(gè)性化調(diào)整，發(fā)揮平面調(diào)整效果，促進(jìn)進(jìn)一步見效

綜合分析含水、采聚濃度、流壓關(guān)系，采取井組內(nèi)單方向高含水、高見聚濃度、低流壓井點(diǎn)控制，井組內(nèi)多方向突破注入端調(diào)整，改善局部井區(qū)聚合物突破、含水回升的狀況。

4 調(diào)整效果分析

區(qū)塊目前注入壓力13MPa，與主段塞初期對比注入壓力上升1.81MPa，全區(qū)井點(diǎn)間注入壓力趨于均衡；吸水有效厚度比例68.4%，與前置段塞對比，提高了14.8個(gè)百分點(diǎn)，有效厚度1-2m的動用比例提高12.2個(gè)百分點(diǎn)；目前區(qū)塊平均流壓3.43 MPa，較調(diào)整前恢復(fù)0.62MPa，注采比有所恢復(fù)；目前見效井112口，見效比例74.2%，含水下降9.8個(gè)百分點(diǎn)；經(jīng)過加藥處理后，異常井比例和卡泵井比例均有所降低。

5 針對目前仍存在的問題制定相應(yīng)的治理對策

5.1 西區(qū)純油區(qū)受水驅(qū)干擾井?dāng)?shù)多，干擾程度大，封堵井?dāng)?shù)比例偏低，目前區(qū)塊未見效井39口，主要受水驅(qū)干擾影響。

下步針對水驅(qū)干擾選擇典型井區(qū)，對水驅(qū)井進(jìn)行封堵，促進(jìn)三元見效。

5.2 部分井含水回升采聚突破

下步針對采出井含水回升、采聚濃度突破問題：以井組為單元，按“高采聚高流壓、低采聚低流壓”標(biāo)準(zhǔn)，加大注采兩端調(diào)整力度，采出井優(yōu)化參數(shù)22口（下調(diào)9口，上調(diào)13口），注入井加強(qiáng)測試調(diào)整。

三元復(fù)合驅(qū)可以提高采收率，但開發(fā)過程中將面臨各樣的問題，各個(gè)階段采用不同的注聚方法，針對各種問題實(shí)施相應(yīng)的措施對策，可以提高整個(gè)區(qū)塊的開發(fā)效果。

6 幾點(diǎn)認(rèn)識

(1)二類油層平面縱向非均質(zhì)嚴(yán)重，過程中需根據(jù)不同階段開發(fā)矛盾合理匹配注入?yún)?shù)，提高油層動用程度。

(2)按照啟動壓力確定分注時(shí)機(jī)，對于減小層間差異、改善剖面動用效果顯著。

(3)弱堿三元驅(qū)結(jié)垢趨勢不容小覷，防垢工作應(yīng)當(dāng)提前做，防禍于未然。

(4)優(yōu)化封堵原則和標(biāo)準(zhǔn)，并保證封堵質(zhì)量，有利于改善聚合物驅(qū)開發(fā)效果。

李文晶，女，黑龍江省大慶市人，畢業(yè)于東北石油大學(xué)石油工程專業(yè)，現(xiàn)工作于大慶油田第一采油廠第三油礦。