浅析聚合物驱见效特征及调整

丁娜 李华胜

摘 要：中二北注聚驱与其它注聚单元相比，见效特征差异明显，存在见效早、见聚浓度高、注聚前期增油效果好、实际含水与数模预测差值大等特点，本文通过从储层发育、井网部署、注采状况等方面进行分析，解释了引起见效特征差异的原因，对今后同类注聚单元的开发管理具有指导意义。

关键词：增油效果；含水回返；见聚浓度；井网完善

孤岛油田已进入高含水开发阶段，聚合物驱是二次采油后提高高含水整装油藏采收率的一种有效方法。随着开发的进行，注聚开发单元已由一类油藏转为三类油藏。油藏类型不同，注聚后的见效特征、增油幅度、含水变化等也存在较大的差异。孤岛油田六区3-5开发单元为三类油藏，具有平面、层间、层内非均质性严重，储层厚度薄，单井控制储量小，井网完善难度大的特点。注聚后呈现出见效早、见聚浓度高、注聚前期增油效果好、实际含水与数模预测差值大、见效高峰期短、含水回返快的开发特征。本文通过从储层发育、井网部署、注采状况等方面进行分析，解释了引起见效特征差异的原因，对今后同类注聚单元的开发管理具有指导意义。

1 基本概况

1.1方案设计情况

中二北注聚驱位于孤岛油田的东北部，其西部和南部分别以断层与中二中分界，东部和北部濒临渤海，以人工海堤为界。六区3-5含油面积6.2km3，地质储量1327×104t，其中二元区含油面积5.5km3，地质储量979×104t，占单元储量的73.8%。2009年8月开始注聚前期调整，2010年3月1日正式投入注聚，2011年6月12日转主体段塞注入。

设计连续注入1248天，注入方式：清水配制母液，污水稀释三段塞注入方式，注入速度0.1PV/a，累计注入0.55PV。

预测最低综合含水83.3%，有效期12年，提高采收率9.2%，增油90.3万吨。

1.2注入进度

截止到2015年6月底，累计注入溶液607.0295万立方米，累计注入干粉14736吨，累计注入倍数为0.376PV，累计注入总量790PV*ppm ，完成方案设计76.9%。油井总井112口，开井111口，日液5996吨，日油503吨，综合含水91.6%，注采比0.92。水井总井74口，开井71口，日注水量5518立方米，平均油压11.9MPa。

1.3 效果分析

综合含水与数模预测有一定差距，目前综合含水91.3%，高出数模预测6.5个百分点。

实际含水与数模预测对比，分析下降幅度较小的主要原因：

（1）正见效井55口，受砂体边部储层发育和对应差等因素影响，虽然见效较早但增油幅度小，对比综合含水仅下降2.8%。

（2）单层单向井多，含水回返快，日油与峰值相比下降66.7吨，含水上升6.8%，拉升单元含水1.1%，且单向单采井大都位于砂体边部，静态完善潜力小。

2 注入采出状况分析

2.1注入状况分析

（1）总体注入状况

注聚后，压力上升平稳，与注聚前对比，平均油压上升2.9MPa，与转二元前对比，平均油压上升0.8MPa。

（2）单井油压变化分析

从可对比井来看，油压上升小于1MPa的井有2口，受注聚初期高压影响。平面注入比较均衡，但局部存在高低压井。低压井4口：注入量低2口，保作降水和大孔道各1口；高压欠注井3口：出砂堵塞2口，储层物性差影响1口。

（3）阻力系数变化分析

从六区3-5二元驱霍尔曲线看，注聚后阻力系数明显增加，段塞推进稳定，第一段塞阻力系数为1.9，第二段塞阻力系数为2.0。

3 注聚开发过程中存在的问题

3.1储层发育差，为三类储层，注聚基础薄弱

六区3-5主力层砂体连续性比较差，只有个别砂体延伸较远，大多砂体在横向上很快尖灭。河道沉积砂体呈长条状分布，储量集中分布在32、44、51层，泛滥平原内的零星砂体和局部废弃河道沉积为土豆状。

与其它注聚单元相比，六区3-5储层发育比六区东南、西北要差，与中二北注聚区相近，平均单井砂厚8.3米，效厚6.6米，单井控制储量8.7万吨，但二区砂厚小于5米井只有10口，六区3-5为24口，占总井数的21.4%。

3.2注采强度大，具有见效快、前期增油效果好、失效快的开发特征

中二北注聚初期，因产量形势需要，为尽快促效，水井注入量与油井采出量均超出计划水平，与其它注聚单元相比，具有见效早，前期增油效果好，见聚浓度上升快，但高峰期持续时间短的特点。六区3-5累注0.057PV时开始出现见效井，同类注聚单元一般在累注0.08PV以后才开始局部见效。截止2014年5月，按方案设计注入量0.325PV，而实际注入量0.366PV，预测注入3年累增油12.84萬吨，而实际注入3年累增油26.22万吨。

3.3井网不完善，单向对应率高

单向对应率高，造成油井见效快，失效也快，目前井层注采对应率95.1%，其中单向对应占31%，从分层情况看，主力层44层单向对应率达39.1%。

4 采取的调整做法及效果

4.1 调整做法

针对中二北注聚驱开发后期出现的大头井产量波动、回返井增多、见聚浓度高、井网完善程度低、初见效井增产慢、综合含水居高不下的现状，为稳效促效，我们制定了以下几条工作方向：（1）通过更新、侧钻、完善加密井网，提高储量动用率；（2）通过油水井归位，增加注入井点与受效井点，扩大见效规模；（3）通过堵调、分注缓解层内、平面、层间差异，提高聚驱波及体积；（4）通过群扶群挖、注采调配，夯实稳产基础。

1、做好井网完善工作，增加受效井点，提高聚驱控制程度，不断扩大见效规模。

實施油井更新1口（40-1493），补孔5口，卡封1口，水转油2口；水井更新1口（24C36），补孔归位3口，井层注采对应率与2012年12月对比提高1.7%。

如：32层24井组，1月份水井35C2475地层堵塞不吸水后，通过实施油井补孔1口，油转水1口，井网由一注三采变为两注四采，实施后井组日增油能力5.4吨；32层32-1443井组，井网完善前为单向对应，含水回返快，通过实施油井补孔1口，水井补孔2口，井网由四注三采变为六注四采，实施后32-1443日增油能力4.2吨，30CP443日增油能力2.5吨。

2、做好低液井的提液促效及高低压不正常注入井、层间矛盾突出井的治理工作，提高增油效果。

实施油井防砂提液4井次，下大泵1井次，注汽引效1井次，累增油961.7吨；水井停欠注井、高压井解剖3井次，低压井调剖2井次，层间吸聚差异大井分层注聚2井次。

如：23-217井，2012年8月躺井后作业，因压力高转自喷，自喷能力减弱后，为尽快转抽，我们提前将对应的3口水井降水，该井下泵转抽后日增油能力9.5吨。

3、做好产液结构调整工作，限液与提液相结合，合理均衡注采结构，调整平面、层间流线。

对高见聚井、大孔道高液井实施限液8口，日减液能力332.8吨。

4、做好群扶挖潜及注采调配工作，通过参数优化、地面螺杆泵、洗井试挤、注二氧化碳、加降粘剂、上掺水等措施群挖促效，通过整体调配与局部井组调配相结合，实施油水井联动，控制躺井率，提高调配效果。

如：2 2-513井，2012年11月见效后含水由94.7%下降到79.5%，产出液粘度增加，油井出现负荷沉、回压高缓下等问题，通过换大机实现长冲程、低冲次生产，上掺水流程伴输等方式确保了油井正常生产。

4.2 实施效果

通过以上治理措施的实施，中二北注聚驱产量实现了稳中有升，由治理前的日油水平490吨上升到520吨，综合含水下降1.2%。

参考文献：

[1]刘玉章等编著.聚合物驱提高采收率技术.石油工业出版社，2006.6.

[2]姜其慧，赵宝柱，彭修聪，王宝胜.孤岛油田中一区馆陶组聚合物驱注采动态及效果分析.油气地质与采收率，2001.10，8（5）71～73.