二类油层注聚对水驱贡献值的简化计算

2013-12-03蒋正义中石油大庆油田有限责任公司第一采油厂黑龙江大庆163001

长江大学学报(自科版) 2013年20期

蒋正义（中石油大庆油田有限责任公司第一采油厂，黑龙江大庆163001）

随着萨中开发区产量递减，聚合物驱油已由一类油层转向二类油层，由于一类油层是一套独立开发层系，因此不存在水聚两驱互相干扰问题。然而二类油层不同于一类油层，原有水驱基础井网、一次调整、二次加密井网对该层系均有不同程度开采，因此二类油层注聚井网与原有水驱井网互相干扰问题不可避免。2006年以来，萨中开发区相继开展了二类油层注聚开发，虽然先期水驱井网已进行了封堵，但仍然见到了聚驱效果。从水驱开采曲线（见图1）可以看出，2008年4月到2009年8月为见效明显期，呈现出含水下降，产油量稳中略升的聚驱见效特征。客观准确的计算出聚驱对水驱贡献值，既有利于二类油层注聚驱油效果评价，同时也有利于水驱动态分析及开发调整。

图1 区块萨葡油层开采曲线

1 直接测算聚驱对水驱贡献值存在的问题

1.1 层系井网复杂，投产时间不同

在原有水驱井网内，北到北1－3－丁54井，南至中3－23井为界，将区块分为东、西2块（见图2）。其中西块为2006年投产二类油层注聚区，该区域采用的是150m井距五点法面积井网。2007年在中部区域开辟出1.9km2的二、三结合试验区，其中二类油层井网采用150m注采井距规则五点法面积井网；三类油层井网采用106m注采井距规则五点法面积井网。东部除二、三结合试验区外为东块二类油层注聚区，仍然采用150m井距五点法面积井网，2008年投产。整个区域内无断层，各区块相互间无天然屏障，相互影响，同时与原有水驱井网之间也存在干扰，且投产时间不一，为测算聚驱对水驱贡献值增加了难度。

图2 注聚区分布图

1.2 水驱井网射开聚驱目的层井数多，封堵不彻底

全区目前共有891口井（油井591口，水井300口），平均射开砂岩厚度21.6m，有效厚度9.1m。其中射开注聚目的层段萨Ⅱ10－萨Ⅲ10就有849口井，射开砂岩厚度7.3m，有效厚度3.2m；分别占总数95.3%、32.4%、33.4%。

以西块为例，该区块2006年7月开始注聚，2006年11月这部分射开二类油层注聚层采油井见到明显聚驱效果，日产油由开始注聚时的941t升至992t，综合含水由92.1%降至91.4%，沉没度由415m降至375m；呈现出明显聚驱受效特征。

在869口射开二类油层注聚目的层水驱井中，仅封堵265口井，平均封堵砂岩厚度6.8m，有效厚度3.3m。分别占射开井数31.2%、28.9%、31.1%。虽然进行了封堵，但由于施工工艺等原因，这部分井仍然见到了聚驱效果，北一区断东西块，日产油由注聚前103t升至174t，综合含水由93.3%降至91.4%，沉没度由505m降至387m。

1.3 部分井在封堵同时，实施了增产措施

在125口封堵采油井中，同时实施压裂措施有6口，补孔14口，大修13口。部分井措施后取得了较好的开发效果，如ZJ3－F017井，射开砂岩厚度27.8m，有效厚度4.5m，措施前日产液量始终在14t，含水在95%。2006年10月为配合聚驱上返需要对该井SⅢ2－3（砂岩厚度4.1m，有效厚度0.6m）进行封堵，考虑到封堵后该井产液量将继续下降，开采效率低，因此在封堵萨Ⅲ2－3层的同时，对剩余油层（萨Ⅱ14－Ⅱ15＋16、葡Ⅱ4－Ⅱ7、葡Ⅱ9－Ⅱ10层，砂岩厚度15m，有效厚度2.2m）进行压裂，压堵后见到了很好的效果，日产液71t，日产油7t，含水90.2%。前后对比日增液57t，日增油6.6t，含水下降7.0%。这部分措施效果与聚驱见效混淆在一起，单独评价聚驱效果存在困难。

综上所述，由于聚驱各区块投产时间的不同、二类油层聚驱与原有水驱井网开采层位重复率高、以及水驱封堵井复合措施的实施等原因，如果从受效单井计算聚驱贡献值，那么工作量将是庞杂而繁琐的，计算出的结果也不可信。以2010年统计结果为例，根据逐井统计，2010年仍然能见到聚驱效果水驱采油井有75口，其中西块28口，年增油量3.6375×104t；东块47口，年增油量5.3452×104t，合计年增油量8.9827×104t。2010年全年产油量69.0×104t，聚驱见效所占比例达到13%，结果偏高。

2 自然递减率法计算聚驱对水驱贡献值

通过宏观方法利用自然递减率法简单计算二类油层聚驱对水驱贡献值。水驱自然递减率是表征在扣除新井投产以及增产措施影响的前提下，依靠自身水驱条件下采油，产油量逐年减少的百分量：

图3 含水、自然递减率变化趋势

式中，f自为自然递减率；A为上年年产油量，104t；B为当年年产油量，104t；C为当年措施产油量，104t；D为当年新井产油量，104t。

鉴于水驱开发特点，当油田进入特高含水期，综合含水是缓慢上升，自然递减率是一个相对稳定的数值。基于以上原理，通过二类油层注聚前水驱真实综合含水，自然递减率做拟合曲线，预测出注聚后的综合含水及自然递减率值，从而计算聚驱对水驱贡献值，同时得出水驱比较真实开发指标综合含水、年产油量、采油速度、含水上升率等。从图3可以看出，由于受到聚驱影响，从2006年开始综合含水、自然递减率明显下降，到2009年下降到最低值，综合含水91.6%、自然递减率3.47%。

为了做出更准确的预测，需要对2005、2006、2007、2008年递减率进行修正。2005年由于当时北一二排正进行二类油层封堵工作，与之有关的北三排水井相关层位全部封堵，造成当年年注水量大幅减少，年注水量下降13.44%，年产液量下降8.63%，当年自然递减率达到16.3%。

通过绘图（见图4）发现，当年产液量增长率与年注水量增长率差值由负变正的过程中，自然递减率都有减小的趋势，由此预测2005年自然递减率为10.24%。

图4 增长率差值与自然递减率关系图

2006、2007、2008年聚驱分3年相继投产，其中水驱部分采出井被利用，2006年20口，2007年10口，2008年15口。为了消除这部分利用井产量损失所造成的递减率偏大，采用现有水驱井网井口产量计算自然递减率，修正后自然递减率变化趋势如图5所示。根据修正后数值进行曲线拟合（见图6），预测结果如表1所示。