XN聚驱开发区聚驱见效特征及影响因素分析

黄粟

中国石油大庆油田有限责任公司采油工程研究院（黑龙江 大庆 163500）

0 引言

对区块以采出井为中心进行井组分类，分析分类井的见效特征，找出见效特征相应的影响因素，能够更有针对性的为聚驱工业区的配套跟踪调整提供依据，对后续聚驱工业化区块有很好的借鉴意义[1]。沈华[2]对胜利油田七区中聚驱区块见效特征进行了讨论，根据含水变化模式将见效期分为初期、高峰、回返和失效4个阶段，认为见效主要受注入量、采出程度、油水井连通状况、注采状况等影响，且单井间的采出效果存在较大差异。尹玉萍等[3]对南四区东部聚驱区块见效特征进行了分析，认为根据见效特征，采用个性化方案及时采取措施，可以改善开发效果，提高控制程度。王渝明、王加滢等[4]依据对大庆56个注聚区块剖析，建立聚驱区块分类评价方法，对聚合物分子量、浓度与油层适应性进行了研究和应用，对7个区块进行了注入参数调整，取得了良好效果。梁丹等[5]对注采井动态分析发现，不同注聚期表现出的动态特征不同，认为影响注入能力的主要因素依次为注聚合物时含水率、射孔厚度、渗透率变异系数、注聚合物速度、渗透率；而影响产出能力的主要因素依次为渗透率、射孔厚度、注聚合物前井底流压、注聚合物时含水率、渗透率变异系数。刘少然[6]通过对区块见效效果对比，分别讨论了含水、断层、采出井连通方向数的影响，认为通过见效特征分析，合理匹配注采参数，对剩余油富集井区采取配套调整措施挖潜具有重要意义。

综上，以往学者仅对聚驱阶段或区块进行了分类，并未划分适应的井组类型，研究结果无法满足不同类型井组的区分应用。与前述研究不同，拟对区块以采出井为中心进行井组分类，分析其见效特征，找出不同类型井组相应的见效影响因素，为后续相似区块开发中提供技术借鉴，进一步提高新开发区块采收率，以便获得更高效益。

研究中以XN聚驱开发区为例，其位于大庆油田长垣南部，面积约6.79 km2，目的层葡Ⅰ3层，地质储量634.38×104t，地下孔隙体积1 263.11×104m3，平均渗透率0.243μm2，单井平均射开砂岩厚度10.57 m，有效厚度8.27 m。采用五点法井网，注采井距150 m。总井数230口，其中：注入井103口，采出井127口。区块于2013年3月25日开始注聚，2017年3月进入含水回升期，目前为含水回升后期，提高采收率9.56%，预计最终提高采收率11.0%，高于方案设计1.57%，好于预期。

1 井组分类

1）按照有效厚度、渗透率所占厚度比例和薄差层有效厚度比对井进行分级分类，共分为4类井，分别为优、良、中、差（表1），分值越高说明单井的储层发育越好，反之越差。

2）以采出井为中心，按表1打分原则对中心井及井组进行打分，打分情况见表2。在此基础上，结合能够反映储层连通情况的井组聚驱控制程度和河道砂连通厚度比例，对井组进行分类，最终分为A、B、C、D 4类井。由表1和表2的分类原则可以看出：A类井中心井和井组分值最高，说明其储层发育最好；其井组聚驱控制程度和河道砂连通厚度比例最高，说明其连通情况最佳。依次类推，从A至D类井，储层发育和联通情况逐渐变差。

表1 单井量化分级分类表

表2 井组量化分类标准及结果

图1 不同影响因素与含水低值期时间散点图

2 见效特征及其相关因素分析

含水、产液指数、日产油、采聚浓度是聚驱开发阶段重要指标，其值直接影响聚驱提高采收率结果。因此，需要对其影响因素进行细致分析[7-10]。

2.1 含水低值期相关因素

2.1.1 静态参数对含水低值期的影响

聚驱开发中，控制储量、含油饱和度、渗透率级差、方向数、有效厚度与聚驱控制程度均会对含水低值期造成不同程度影响[11-13]，绘制其关于含水低值期的散点图，将有助于对主要影响因素分析，如图1所示，图1中，控制储量图和含油饱和度图散点比较集中，而另外4图散点比较分散。说明，控制储量和含油饱和度与含水低值期关系更密切、影响更大。且影响关系为正比关系，即控制储量或含油饱和度越大，含水低值期时间会更长。

2.1.2 动态参数对含水低值期的影响

主要考察流压对含水低值期时间影响情况。研究表明，保持合理流压直接影响整个油田开发效果。①注聚初期应保持较高流压。此时，储层刚刚经历水驱开发完毕，高渗透层含水高，过流阻力小，低渗透层剩余油较多，但其渗透率低，注入困难。此时，应保持较高流压，以降低生产压差，使高渗层少吸液，低渗层多吸液，扩大波及体积。②含水低值期降低流压。此时，经注聚初期波及体积调整，注压提高，低渗层得到有效动用，注入前端“油墙”形成。此时，应降低流压，放大生产的压差，使油井端见效，见效特征为含水降、油增。③含水回升期提高流压。随聚合物注入，低渗层中流体黏度增大，渗透率降低，渗流能力下降明显；而高渗层中流体黏度和渗透性良好，此时聚合物溶液容易从高渗透层突破。为防止聚合物沿高渗层突破，应提高流压，以减小生产压差，减缓高渗层突进，控制含水回升。

统计注聚初期不同流压对应低值期时间（图2），流压5.0～7.0 MPa区间内，对应含水低值期最长，其范围为17～23个月。

图2 注聚初期流压对应含水低值期图

相应的，各分类井对应最长含水低值期的流压区间和含水低值期时间范围分别为：A类井6.0～8.0 MPa、20～25个月；B类井5.0～7.0 MPa、18～22个月；C类井4.0～5.5 MPa、14～19个月；D类井3.0～4.5 MPa、12～15个月。

统计含水低值期流压对应的含水最大降幅和增油情况（图3），流压3.0～5.0 MPa时含水最大降幅和累计增油达到峰值。含水最大降幅≥15%，累计增油量≥4 000 t。

图3 含水低值期流压特性图

相应的，各分类井对应峰值流压区间、含水最大降幅和累计增油分别为：A类井4.0～6.0 MPa、≥18%、≥5 000 t；B类井3.0～5.0 MPa、≥15%、≥4 000 t；C类井3.0～4 MPa、≥14%、≥3 500 t；D类井2.0～3.5 MPa、≥12%、≥3 000 t。

2.2 产液指数相关因素

区块井产液指数变化主要经过2个阶段。第一阶段：改注前注入2 500万聚合物时，产液指数降幅较大，见表3。其中，C、D类井改注前产液指数降幅比A、B类井高。第二阶段：改注700万聚合物后，A、B、C、D 4类井产液指数降幅比较接近。

以上表明，C、D类井对2 500万聚合物适应性较A、B类井差，700万聚合物注入可大幅抑制C、D类井产液指数降幅。

2.3 日产油变化相关因素

由表4可知，从各类井产量状况看，产油量及倍数差别较大，从A类至D类各类井指标依次降低，产量从4.5 t降至1.4 t，产油倍数从4.3到2.5。总体上看，A、B类井产量优于C、D类井。

表3 分类井产液指数下降统计表

表4 分类井日产油统计表

由表5可知，在储量上，A、B类井明显高于C、D类，占比达78.8%。生产中，可将其作为主要措施潜力井。C、D类井产量低主要是由于其储层状况差或连通情况不好所致。但由表5可以看出，虽然其储量低，但单位厚度产量和吨聚增油值与A、B类井相应值差别并不大，这说明，经措施改造后C、D井也可以获取较高的产量，其也应作为措施潜力的后备井采用。

表5 分类井单位厚度日产油及吨聚增油统计表

2.4 采聚浓度变化相关因素

由表6可知，A、B、C、D类井聚驱过程最高采聚为532～634 mg/L，均值264～322 mg/L，整体上差别不大。但C、D类井见聚相对较早，整体表现为先见聚后见效。C类井注聚8个月见聚，早于见效1个月；D类井注聚7个月见聚，早于见效4个月。

表6 分类井采聚浓度统计表

C、D类井见效时采聚浓度高，主要是2类井先见聚后见效井比例高，聚合物过早突破所致。分析认为C、D类井油层均值性好，水驱阶段储层动用程度高、生产压差大，聚合物注入后，形成了较好的过流通道，聚合物突破过快，导致其见聚过早。而A、B类井与C、D类相反，生产压差较小，油层均质性较低，不容易被聚合物突破。

由表7可知，通过A、B、C、D 4类井见效见聚先后生产情况的对比发现，先见聚井的含水低值期、含水降幅以及采收率明显低于先见效井。由图4可知，对于见效井，见效时采聚浓度越低，单井提高采收率越高。结合图5，注采压差小于4.7 MPa时，可获得较低的见效时采聚浓度。综上，为获得较高的采收率，应控制注聚初期注采压差在4.7 MPa以下。

图4 见效时采聚浓度与提高采收率分布图

图5 注采压差与见效时采聚浓度分布图

表7 分类井按见聚时间统计表

3 结论

1）控制储量或含油饱和度越大，含水低值期越长；合理匹配分子量能够有效防止产液指数下降幅度过大。

2）各类井日产油差别较大，但是单位厚度日产油和吨聚增油差别不大，都是较好的聚驱挖潜对象。

3）见效时见聚浓度越低，提高采收率越高，为取得较高的采收率，应合理控制单井见聚浓度。

4）对C、D类井中容易先见聚后见效的井注聚初期应保持合理注采压差，防止聚合物溶液突破。