萨北开发区纯油区东部注聚质量影响因素分析

姚 庆 （中石油大庆油田有限责任公司第三采油厂第一油矿地质队，黑龙江 大庆163113）

注聚质量直接决定聚驱方案的调整效果，对区块开发有着深刻影响。近几年，萨北开发区纯油区东部4个区块在注聚过程中均不同程度曝露出注入压力高注不进去、污水注聚效果变差、一泵多井母液量不稳定等注聚质量问题，制约注入井方案调整的同时影响开发效果。影响注聚质量的因素包括油层发育、区块聚合物分子量选择、注入水质、泵站设备参数匹配和运转时率以及管理等多方面。笔者仅从油层发育、注入水质、注聚方案调整等方面对影响注聚质量的因素进行分析。

1 注聚质量现状

1.1 见效期注聚质量现状

由于在油层发育、水驱空白时间长短以及注入水质、注聚方案等方面差异，聚驱见效时各区块注入状况有所不同。其中北二东西块和北三东东块见效时注入压力上升小于2.0MPa，注入状况保持良好；北二东东块和北三东西块见效时注入压力上升分别为3.02MPa和4.43MPa，月出现间注井分别达到8口和14口，间井比例注均超过20%，注入矛盾已经显现 （见表1）。

表1 萨北开发区纯油区东部聚驱见效时注入状况统计表

1.2 注聚全过程注聚质量现状

对比整个注聚过程，注入压力上升最高的是北三东西块达到5.84MPa，比注入状况良好的北二东西块高出1.69MPa，北三东西块注入能力长期保持较低水平，清水注聚阶段注入速度只能维持在0.057PV／a左右，远远低于0.10PV／a的方案设计要求。含水回升期注入状况略有好转，注入速度提高到0.063PV／a；北二东东块整体井网加密调整后，注入状况明显改善 （见表2）。

2 影响注聚质量因素分析

由于油层发育存在差异，不同开发阶段开发调整目的不同，因此制约各区块间注聚质量因素也不尽相同。

2.1 油层发育

以泛滥平原下游沉积为主的萨北开发区受萨尔图、喇嘛甸2条河系影响，在纯油区东、西部存在明显的差异。与纯油区西部相比，纯油区东部储层平面、垂向非均质性要严重得多，总体上呈现河道砂发育规模明显变小、层数增多、厚度变薄、渗透率变低、平面及纵向非均质变严重的特点。萨北开发区东西部均采用250m井距、五点法面积井网注聚，因此相对比较，纯油区东部注聚驱效果差于纯油区西部，注聚过程曝露出的问题也更为突出。

表2 萨北开发区纯油区东部含水低值期注入状况统计表

1）渗透性变差加深聚驱后油层堵塞 以北三东西块为例，处于喇西河系和萨东河系交汇地带，与纯油区西部相比，河流的能量较弱，虽然油层分布面积较广，但厚度较薄，渗透率较低。虽然北三东西块一类连通率69.9%，聚驱控制程度为76.4%，为萨北开发区已投注聚区块中等水平，但是不同渗透率分级油层钻遇情况统计结果表明：北三东西块钻遇油层平均渗透率为284×10－3μm2，为全开发区注聚区块最低，比相邻的北三西东块、北二东西块分别低427×10－3μm2和346×10－3μm2，钻遇渗透率大于500×10－3μm2油层比例只有17.3%，厚度比例30%，分别比北三西东块低30.73%和39.73%，比北二东西块分别低18.2%和31.63%。注聚初期区块实施高分子注聚，动态特征为见效早，含水下降幅度快，但油层堵塞迅速，薄差油层未得到充分动用，注聚一个月即出现间注井，聚合物用量为185PV·mg／L时，全区压力上升5.84MPa，月出现间注井35口，间注比例达到62.5%。

2）河道砂体规模变小油层控制程度低加大注入矛盾 以北二东东块为例，区块葡萄花油层Ⅰ油组（PⅠ）属于萨东中小河系储层沉积，以分流平原相曲流河道砂体沉积为主，与纯油区西部喇西河系相比，河道砂发育规模变小，宽度在150～1000m，西部河道宽度达到2500m以上。北二东东块PⅠ河道砂体所占厚度比例虽然可达到69.8%，但河道砂钻遇率仅为44.0%，分别较北二西东块低19.1%2和23.2%2。在相同250m注采井距下，北二东东块PⅠ聚驱控制程度只有60.7%，为萨北开发区最低水平，一类连通率只有56.4%，分别较北二西东块低19.0%、14.7%。

北二东东块开采油层多为河道砂体沉积，注采关系比较完善，油层渗透率0.457μm2，好于北三东西块，但是由于250m井距下聚驱砂体控制程度较低，连通状况差，导致注入井注入困难，影响到聚驱开发效果。动态特征体现为注入井注不进去，采出井采不出来，用量为106PV·mg／L含水最低点为84.07%，下降幅度仅为9.43%。区块间注井多达18口，间注比例48.6%，采出井欠载23口，平均动液面347m。该区块井网加密初期，由于新井位于原油水井之间，采聚浓度高达344mg／L，较井网加密前高出101mg／L，进一步表明油层存聚率高，聚合物利用率低。

3）小层数增多，平面及纵向上非均质严重导致注聚质量变差 统计对比注聚最差的2个区块。北三东西块聚驱开发10个沉积单元，比其他区块多4～6个，开发层段多，从河道砂钻遇状况看，只有PⅠ2和PⅠ7沉积单元接近70%，PⅠ1单元占38%，PⅠ3和PⅠ4单元不到30%，PⅡ3a（PⅡ为葡萄花油层Ⅱ油组）和PⅡ3b不到10%，层间渗透率级差为3.91。北三东西块油层有效厚度分级统计表分析，平面上北三东西块多为有效厚度小于1.0m的油层。其中在葡Ⅰ组油层中，这类油层占总层数的57.15%；有效厚度在1.0～2.0m的油层占总层数的26.8%；有效厚度大于3.0m的层占总层数的7.2%，占厚度比例为23.1%。PⅡ1－3沉积单元小于1.0m的油层层数则更高，占总层数的64.81%，有效厚度比例仅为33.28%。

北二东东块平面及纵向渗透率级差也比较大，与北二西东块相比，各砂岩组的渗透率级差均有所增大，PⅠ4层最大达到49.0，PⅠ2层也达到12.1，纵向上变化更大。

2.2 井网完善程度

统计分析表明，间注井与井网完善程度有直接关系。对比断层发育较多的北三东东块和北三东西块，间注井分布和注入压力高区主要在断层2侧和区块边部，这些区域油水井连通关系差，注采矛盾失衡，多形成 “有注无采”、“有采无注”井区，其中 “有注无采”井区地层压力高和注入压力均处于较高水平，注入井对应层段采出井点少，注入井存在憋压；“有采无注”井区地层压力相对下降，注入井对应层段与采出井不匹配，注入井注不进去的同时采出井采聚浓度和动液面低，电泵井供液不足关井。中心井区注采矛盾相对较小，区域内间注井出现晚，而且解堵效果好，有效期长。分析表明井网完善程度是影响注聚质量的重要因素。

2.3 注聚初期聚合物分子量

在萨北开发区一类油层已注聚区块中，均采用分子量约为1400×104的中分子聚合物，而北三东西块初期采用的是分子量为2500×104的抗盐聚合物，区块油层平均渗透率只有0.284×10－3μm2，远低于其他注聚区块，聚合物分子在油层中对孔喉造成堵塞，致使注入压力上升过快，且上升幅度较大，给后继注聚和方案调整带来很大难度。与之相反的是，北二东西块油层平均渗透率0.619×10－3μm2，处于萨北开发区中等水平，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），注入压力仅上升1.91MPa，注聚中期虽然经过颗粒调剖、该高分子注聚等调整，但整个注聚过程注入压力上升幅度都相对较低，注入状况一直保持良好。

2.4 注入水质对注聚质量的影响

清水注聚阶段的注聚质量明显好于污水注聚，主要体现在：①污水注聚黏损大，对注入黏度要求更高。清水注聚阶段注入浓度要求达到1000mg／L，对注入黏度要求在35mPa·s以上；污水注聚阶段尤其是高浓度注聚后，注入浓度要求2000mg／L以上，注聚黏度一般达到100mPa·s以上，但注聚效果仍不明显。②由于污水注聚对母液需求量大幅度增加，现场执行中原有的单泵单井流程泵参数过小，往往以降低注入速度来保证注入黏度，方案调整受到制约。即使是一泵多井新站流程，由于扩大高浓度注聚范围，也出现母液与泵排量不匹配问题。③污水注聚后受注入水质影像，数据波动较大，增加管理难度，影响注聚质量。

3 治理策略优化及其效果分析

2005年围绕如何改善纯油区东部注入状况进行了大量有益的探索和实践。2007年3月，第一油矿对北三东西块18口井进行水泥罐车反冲洗后高温热洗，但是单井有效期最多的只有3d，实践证明这种方法只能解决近井地带油层堵塞，对于断层区和边角井等注采失衡井区基本无效。洗井经验也进一步证明注入井堵塞部位多在油层中部，同时油层堵塞是注入状况差的一个原因，但是注采失衡也是导致注入状况差的根本因素。

3.1 措施工艺不断完善，注入井解堵效果明显

1）注入井单一压裂效果不明显 在2003～2005年，对北三东西块6口注入井进行了压裂措施改造，但是有效期仅为3～6d，单一压裂改造效果不理想。分析认为，压裂液虽然能在有层中扩大裂缝，提高油层渗流能力，但是由于注聚液的连续注入，其堵塞速度也相对较快。2009年以来进一步优化措施方式，采取压裂液携带解堵液的方式改善油层堵塞，注入状况改善明显。

2）表活剂解堵有一定适用范围 统计对比表活剂解堵效果表明，不断优化表活剂用量和半径后，有效期一般在30d以上，其中部分井可以实现长期连续注入。但是对于边角井和断层区井，表活剂解堵效果则不明显，表明注采失衡才是这两个井网不完善区域注入状况差的根本原因。

3）超短半径水平井效果分析 为彻底解决油层堵塞问题，探索应用超短半径水平井技术取得阶段性认识。首先，通过补孔方式准确确定油层堵塞位置，通过补孔手段实施表活剂解堵。2011年5月在间注最严重的北三东西块实施2口注入井，措施后注入压力由措施前13.9MPa下降至11.35MPa，下降了2.55MPa。措施前月间注天数20d左右，措施后实现了连续注入，截止目前措施仍有效果，有效期已经130d。

3.2 井网加密调整完善注采关系

北二东东块井网加密后，注入状况明显改善，注入井压力10.47MPa，较井网加密前下降了3.12MPa，注入速度整体从0.068PV／a提高到0.14PV／a。

3.3 分类局部完善单砂体注采关系

1）针对有注无采井区，利用水驱油井补孔 B3－D5－P52井在PⅠ1沉积单元虽然处于主体河道沉积砂体，但左侧连通的采出井B3－D5－P51井出现尖灭，注采不完善，造成该井间注严重。为完善单砂体注采关系，改善B3－D5－P52井吸入状况，2007年6月对B3－D5－51井进行补孔，补孔后日产液由11t增加到99.6t，日产油由0.4t增加到4.5t，含水由96%下降到95.5%，取得了较好的增油效果，B3－D5－P52井注入状况有所改善，月间注天数由25d降到18d。

B3－D4－P53井注入井在区块注聚3个月后就出现顶破裂压力间注，注入困难，分析原因主要是，该井的PⅠ7－PⅡ2沉积单元虽然处于主体河道沉积砂体，但与其连通的B3－D4－P52井、P54井、B3－4－P53井3口采出井均处于河间分布的席状砂中，砂体薄、物性差，是二类连通关系，属于厚注薄采，从而造成吸入困难。B3－D4－454井是位于B3－D4－P53井与B3－D4－P54井之间的一口二次加密调整井，开采萨尔图薄差油层及表外储层，日产液13.9t，日产油0.4t，综合含水96.9%，是一口低效井。该井PⅠ7－PⅡ2沉积单元为河道沉积砂体，与B3－D4－P53井在此沉积单元属一类连通，可以通过补孔驱替河道内富集的剩余油。2007年4月对北3－丁4－454井进行补孔，补开聚驱目的层3个小层，补孔后初期日增液66.8t，日增油38.5t，含水下降45.1%，目前日产液77.5t，日产油18.2t，含水76.5%，累计增油2444t，增油效果明显。油井补孔后，与B3－D4－P54井连通的3口注入井的注入状况得到明显改善，月间注天数由14d降到1d，月间注影响水量由1038m3降到96m3，目前注入情况正常。

2）针对油层薄差井区，通过水驱井补孔缩小聚驱井距 B2－D3－P52井注入状况差，分析认为，主要是由于在PⅠ2、PⅠ3沉积单元，B2－D3－P52井处于河间砂中，而左侧连通采出井B2－D3－P51井为薄差层，有效厚度小，是三类连通关系。在PⅠ4沉积单元与B2－D3－P51井同处于河间大面积分布的席状砂中，虽然是一类连通关系，但砂体厚度小，以上原因造成该井吸入困难。为改善B2－D3－P52井吸入状况，2007年5月对B2－D3－451井进行补孔，缩小注采井距，由原来的250m缩小到120m。补孔后日产液由10.9t增加到58.6t，日产油由1.1t增加到11.9t，含水由89.5%下降到79.7%。注入井B2－D3－P52井月间注天数由29d降到19d，注入状况得到改善。

3）针对有采无注井区，水驱注水井转为聚驱注入井 B3－D6－P51井、B3－6－CZ51井、B3－6－P52井3口井位于84＃断层，有采少注，自注聚以来未受效，B3－D6－451井转为注聚井后，调整后区域静态聚驱控制程度提高38.05%，达到82.95%，油层供液能力大幅度提高，井区开发效果改善。

4 几点认识

（1）聚驱间注井按照主要成因可分为油层渗透性差型、单砂体控制程度低型、注采关系失衡型。

（2）萨北开发区东部不断优化措施方式，个性化实施解堵方案取得较好效果。

（3）污水注聚导致注聚质量下降，给注聚方案调整带来难度的同时增加聚合物干粉成本，而且导致聚驱效果变差。如何保证污水注聚质量稳定、降低聚合物黏损，是需要进一步探讨的问题。