[摘 要]本文根據(jù)北西塊一區(qū)注聚狀況，從理論和實際兩方面，對該區(qū)塊注聚初期注入壓力偏低的原因進行了深入剖析，分析認為造成這種狀況的主要原因是累積注采比和階段注采比偏低造成的，并與該區(qū)塊的井網(wǎng)井距、注入粘度以及空白水驅(qū)時間長等因素有關。進而以宏觀調(diào)整注采比、提高注入質(zhì)量為主要調(diào)整對策。

[關鍵詞]聚合物驅(qū) 注入壓力 二三結(jié)合 注采比

中圖分類號：TE357.46 文獻標識碼：A 文章編號：1009-914X（2017）05-0114-01

聚驅(qū)注入壓力變化是反映注聚后油層動用狀況的一項基本參數(shù)，而油層動用程度高低關系到區(qū)塊整體的受效情況，因此，通過對區(qū)塊注入壓力低原因進行分析，確定注入壓力低與各項原因關系，為區(qū)塊注采調(diào)整提供依據(jù)，從而有效提高區(qū)塊整體開發(fā)效果。

1.北西塊一區(qū)概況

1.1 區(qū)塊位置及構(gòu)造特征

區(qū)塊位于油田北塊西部，北起喇3-18井與喇8-18井連線，南至喇3-223井與喇8-223井連線，西起薩一組外油水過界線，東至喇8-18井與喇8-223井連線。從研究區(qū)構(gòu)造特征看，東高西低，東側(cè)大部分區(qū)域處于油田構(gòu)造軸部高點，構(gòu)造相對平緩，由東向西逐漸變陡，西側(cè)靠近過渡帶構(gòu)造傾角較大。

1.2 北西塊一區(qū)基本情況

區(qū)塊開發(fā)目的層為薩Ⅲ1-7油層，區(qū)塊采用106m五點法面積井網(wǎng)，總井數(shù)622口，其中注入井306口，全部為新鉆井，采油井316口，其中新鉆井310口，代用井6口。區(qū)塊于2010年11月投產(chǎn)，累積注水1000.52×104m3，累積采出量1039.4×104t，階段注采比0.94。2013年12月轉(zhuǎn)注聚合物。

1.3 聚驅(qū)方案設計

方案設計聚合物分子量2500萬，注入濃度2000mg/L，注入速度0.20PV/a，聚合物用量為2000mg/L·PV，注聚時間5年。

2.注入情況進展

區(qū)塊于2013年12月投注聚合物，分別注入1900萬和2500萬兩種分子量聚合物。2014年4月，對75口注入井進行調(diào)剖。截至2015年8月，區(qū)塊累計注入聚合物溶液755.852×104m3，累計注入聚合物干粉1.2×104t，注入油層孔隙體積0.365PV，聚合物用量538.8PV.mg/L。8月份平均注入壓力10.4MPa。

在注聚初期，注入壓力一直偏低。從區(qū)塊壓力分級情況來看，注聚6個月后，區(qū)塊平均注入壓力為7.8MPa，63.1%的注聚井壓力小于8MPa。注聚一年后，隨著注入壓力的逐漸增高，有58.2%的井注入壓力小于10MPa。相比其它幾個上返注聚區(qū)塊，該區(qū)塊在轉(zhuǎn)注聚后的8個月里，注入壓力平均低2～5MPa左右。

3.注入壓力低原因分析

根據(jù)區(qū)塊注入聚合物溶液后注入壓力上升值計算公式：

式中：Qp-日注入量；μp-聚合物溶液粘度；K-油層滲透率；R-注采井距；r-井筒半徑。

式中壓力上升值與注入量、聚合物溶液粘度、注采井距、油層滲透率及有效厚度有著較為密切的關系。

3.1 注采井距的影響

研究表明，在區(qū)塊年注入速度確定后，區(qū)塊注入壓力上升值與注采井距成正比。區(qū)塊采用的是106m注采井距，與相比其它二類油層上返注聚區(qū)塊，井距縮短了30%。

方案采用的是高濃度聚合物注入。高濃度聚驅(qū)小井距試驗結(jié)果表明，在注采井距237m條件下，高濃度段塞難以形成有效驅(qū)動，注采井距縮小到100～150m后，壓力梯度增加，高濃度段塞能形成有效驅(qū)動，注入強度和采液強度增加50%。對于二類油層來說，由于砂體發(fā)育較一類油層差，在縮小注采井距后，其一類連通率和聚驅(qū)控制程度均有不同程度的增加，井距越小，增加的幅度越大[1]。

區(qū)塊薩Ⅲ1-7油層在150m注采井距時，其聚驅(qū)井網(wǎng)控制程度為73.9%，當加密到106m井距后，聚驅(qū)井網(wǎng)控制程度為85.9%，提高了12.0個百分點。從沉積單元砂體連通率看，隨著井距的縮小，砂體一類連通率及控制程度增加，從150m注采井距加密到106m注采井距，一類連通率提高6.1個百分點，砂體控制程度提高7.4個百分點。

經(jīng)過和其它上返區(qū)塊對比分析得出，隨著注采井距的縮小，使得聚合物溶液能夠順利注入，從而減緩了注聚初期壓力上升速度。

3.2 開展“二三結(jié)合”的影響

該區(qū)塊是“二三結(jié)合”試驗第一個大面積推廣區(qū)塊，和其它上返區(qū)塊相比，其空白水驅(qū)階段開采時間及注入?yún)?shù)的選擇也有較大的不同。

3.2.1 注水時間長

區(qū)塊從新井投產(chǎn)到注聚歷時3年零2個月，其它上返區(qū)塊平均只有10個月，作為“二三結(jié)合”的北北塊二區(qū)空白水驅(qū)時間較長。油田多年取得的開發(fā)經(jīng)驗表明，長期的注水沖刷，使地層極易形成大孔道，滲透率有上升的趨勢[2]。

3.2.2 措施工作量大

為提高油層動用程度，增強井組注入能力，在空白水驅(qū)階段采取了大量的措施工作。對注入強度較低的13口井采取壓裂措施、對10口井采取酸化措施。為了改善層間矛盾，提高低滲透油層的動用程度，306口井中有266口采取了分層注入。一系列措施工作對之后聚合物溶液能順利注入打下了堅實的基礎，同時也減緩了區(qū)塊注聚后注入壓力上升速度。

3.3 注入粘度的影響

在相同條件下，注入聚合物溶液粘度的高低，影響注入壓力上升幅度的大小，注入粘度越高，注入壓力上升值就越大。

方案設計注入清水配制清水稀釋聚合物。而投注聚合物以來，由于水質(zhì)供應的原因，單純注清水的時間只有29天，大部分時間為清污水混注。進入4月份以來，基本上以注污水為主。

當水質(zhì)為清水時，分子量為1900萬濃度為1800mg/L的聚合物溶液的注入粘度為130mPa.s，隨著礦化度的上升，粘度持續(xù)下降，礦化度達到5000mg/L時注入粘度已經(jīng)下降到60mPa.s，2500萬抗鹽聚合物注入粘度由156mPa.s下降到72mPa.s，粘度下降幅度達到50%以上?？梢姡鬯|(zhì)影響了聚合物溶液的粘度，同時影響了注入壓力的上升。

3.4 注采比的影響

注采比低是導致區(qū)塊注入壓力偏低的主要因素。

區(qū)塊共有采出井316口，于2010年1月份投產(chǎn)，目前日產(chǎn)液為1.3×104t，含水為89.1%。產(chǎn)量最高時達到1.5×104t。在空白水驅(qū)階段，年注采比均在1.0以下，2013年低至0.87，區(qū)塊累積注采比僅為0.94，地層虧空水量達38.9×104m3。

2014年轉(zhuǎn)注聚合物后，為了彌補地下虧空，加大區(qū)塊注入量，注入速度一直保持在設計方案0.2PV以上。因此2014年階段注采比有所回升，達到1.06，但累積注采比僅為0.98。由于區(qū)塊長期處于地下虧空狀態(tài)，地層壓力恢復緩慢，導致注入壓力在注聚初期上升幅度較慢。

2015年雖然區(qū)塊注入速度始終保持在0.21-0.22之間，但是由于7、8月份采液速度較高，月注采比又降到1以下。因此，應以調(diào)整注采平衡為重點，加強宏觀注采比的調(diào)整，確保均衡開采。建議先降液，合理調(diào)控注采比。

4.結(jié)論

4.1 區(qū)塊自開展“二三結(jié)合”挖潛到正式轉(zhuǎn)注聚，注入壓力水平一直偏低，比其它上返區(qū)塊平均低2-5MPa。

4.2 從井網(wǎng)井距和開發(fā)方式角度來分析，由于采用106m小井距，建立了有效驅(qū)動，注采更均衡，延緩了注入壓力上升的幅度。

4.3 從注采狀況來分析，無論是空白水驅(qū)階段，還是注聚階段，累積注采比和階段注采比都小于1，導致地下虧空，注采比偏低是注入壓力低的主要原因，同時注入粘度偏低也是原因之一。

參考文獻

[1] 張曉芹.改善二類油層聚合物驅(qū)開發(fā)效果的途徑.大慶石油地質(zhì)與開發(fā)[J]，2005，24（4）：81-83.

[2] 陸先亮.聚合物驅(qū)提液與控制含水的關系[J]，2002，9（3）：24-26.

作者簡介

趙丹丹（1990.07），女，第六采油廠試驗大隊，技術(shù)干部，從事油田開發(fā)動態(tài)分析工作，聯(lián)系電話：5837702。