1—53单元注聚动态特征分析'> 孤东油田六区馆上段31—53单元注聚动态特征分析

摘 要：孤东油田六区馆上段31-53单元于2010年3月1日。目前单元油井开井106口，日液水平5596.2t，日油水平470.4t，含水91.6%，采油速度1.34%；水井开井70口，平均注入压力11.2MPa，日注水平5440m3，月注采比0.96。本文针对目前六区馆上段31-53单元注采井网不完善、砂体发育差的突出矛盾，通过前置段塞和目前二元主体段塞的注入情况，分析注聚见效的动态特征，总结出动态变化规律，以便应用于指导现场生产，为扩大注聚增油上产阵地提供可借鉴的经验。

关键词：注采井网 聚合物 动态特征

孤东油田六区馆上段31-53单元于1986年9月大规模钻井排液建设产能，1987年11月开始注水，目前已经进入特高含水开发阶段。为进一步提高油田采收率将对孤东六区馆上段31-53单元进行二元复合驱开发。目前单元正进行前置保护段塞的注入，各种动态特征都有不同程度的表现，但由于事故、报废井等因素导致井网完善程度变差，储量控制程度降低，再加上油层非均质性的不同，导致其表现的动态运动规律也不尽相同。

一、动态特征分析

1.注入压力变化情况

由于注聚初期大量降水降压措施地实施，注入压力较低，2010年1月只有8.5MPa，2月份有所升高，上升了0.6MPa，主要原因是由于1月15日对已转进注聚区57口井中的33口井进行上提配注的措施，上调了810m3/d。3月1日开始注聚，由于注聚合物后，增加了注入水的粘度以及聚合物在油层中的滞留作用，使油水流度比降低，油层渗透率下降，流体的渗流阻力增加，注入压力上升速度较快，当近井地带油层对聚合物的吸附捕集达到平衡后，渗流阻力趋于稳定或上升缓慢，自2011年3月份达到11.0MPa以来，压力的变化趋于稳定。2011年6月份投加二元药剂，不仅降低了界面张力，同时也使岩石表面的吸附力相对减小，降低了油层的毛管力，使油的流动能力增加，注入压力也是处于上升缓慢或稳定状态。

2.日注入能力变化情况

注聚合物后，由于注入水粘度增加，以及聚合物在油层中的滞留，使渗透阻力增加，在相同的注入速度下，注入压力提高，单元平均日注入能力也会下降。从整个曲线来看，单井日注入能力一直保持在70m3/d以上，由于注入压力一直保持在9.0MPa-11.0MPa之间，与平均干压14.0MPa还保持有3、4个的压力差，尚有调配空间，为了提高聚驱效果，改善注入剖面，2010年9月份实施了一部分调配工作量，共计调配20口井，实注水平增加了266m3/d。

3.吸水剖面分析

注水井吸水剖面统计分析表明层间物性差异导致小层吸水能力差别大。

统计注水井吸水剖面资料成果，按各级的吸水厚度及比例分析各层的吸水状况。6个主力小层中，31层、45层吸水差和不吸水的比例比较大，分别占到测试厚度的100%和47.2%，其它主力层分别为0、41.8%、45.4%、2.9%，表明水井合注时，部分物性差的小层吸水受到干扰。

六区31-53单元测注聚剖面井5口，从吸水剖面数据统计来看，31层依然吸水较差，注入状况没有明显改善，分析原因主要是31层油层薄，停产停注井多，井网不完善等造成的。8口停注井有3口注入层位为31层，皆因油压高注不进关井。32层和51层的注入剖面也没有发生明显变化，分析原因是两层虽然油层较厚，但由于转注聚时间较短，且砂体呈条带状分布，注采井距在平面上距离较远，导致注入液未有效扩大波及体积。42、44、45层注入剖面在一定程度上有所改善，层间差异逐渐减小，注入液的调堵作用开始发挥。

4.产出动态特征分析3.4.1采出液聚合物浓度逐渐增加。

从曲线来看，聚合物在油井突破以后，采出液中聚合物含量逐步上升。特别是到了2010年年底，上升趋势比较明显。目前见聚浓度为339mg/L，基本上达到与聚合物驱油达到最佳效果的见聚浓度（400mg/L）。虽然单元整体见聚浓度上升较快，但由于注采井网对油水井储量的控制程度以及地层本身发育存在的差异使得见聚浓度的分布不均衡。由表3-5可知，聚合物含量小于100mg/L的井就有35口，占了单元总井的31.8%，平均含量为46mg/L。而大于900mg/L的井有9口，平均含量为1023mg/L。出现了明显的两极分化，势必会影响注聚效果，这还要求我们去进一步分析，找出矛盾，有效解决，达到注聚开发的平稳运行。

含水在注聚后先是有所上升，由95.5%上升至96.0%，稳定两个月后逐渐呈现下降趋势，截止11月份下降至94.9%。目前含水呈下降趋势，含水的下降，势必带来油量的增加，从日油水平的变化曲线上看，增油效果还是比较明显，一直呈台阶式的逐步递增。由于每月的开井数不同，日油水平还不能真正反映增油效果的好坏。从单井日油水平运行曲线来看，基本上和含水变化曲线呈反向逆转，运行趋势基本吻合。

二、见效情况分析

注聚区注入倍数达到0.14PV时，初步见到注聚效果，出现见效趋势，日液、含水下降，日油上升，见聚浓度略有上升。2011年10月与前对比，注聚区平均单井日油水平上升2.1t，综合含水下降3.9%，91口井受效，见效比例为81.9%。

1.见效井分析

见效井合计91口，统计日增油大于5吨的井数为12口，平均单井增油能力为8.1吨，日增油范围为2.0-5.0吨的井数为24口，平均单井增油能力为3.3吨，日增油范围为0.1-2.0吨的井数为55口，平均单井增油能力为0.8吨。虽然整体单元呈现见效趋势，但分布还存在不均衡的井，见效幅度小的井有55口，占总井比例的49.55，见效幅度大的井有12口，占总井比例的10.8%。从平面看，见效幅度大的井多分布在剩余油富集地区，且砂体边部较多，有完善的注采井网分布。

2.不见效井分析

不见效井（25-423、29-1423、33-2495），存在窜聚现象，复合体系的调堵作用未充分发挥，加之处于中心井区，累产高、采出程度高，剩余油分布零散；（30N2454＼、38-423），砂体发育差，注采连通也较差，导致未见效。

三、结论与认识

1.孤东油田六区31-53单元的砂体连续性比较差，砂体的不连续性，造成平面上油水井注采关系的不完善，单元静态注采矛盾突出。下步应从增加更新井位和加大治理事故井力度出发，提高两相以上对应率，不断完善注采井网，缓解注采矛盾，提高对剩余储量的动用程度。

2.不断深化对六区31-53单元油藏认识水平的研究，分析油水井变化原因，跟踪各项措施的实施效果，日常做好注聚质量管理工作，严格按方案注入和取全取准资料。做好六区31-53单元聚驱效果的跟踪，加强注聚环节控制，加强注聚井的综合治理，确保注聚区增油效果。

3.聚合物注入后其增粘和滞留的作用在前置保护段塞初期就开始表现出应有的特征，对改善注入剖面和扩大波及体积起着重要的作用。

参考文献

[1]杨普华.等译.增效碱驱（复合驱）提高石油采收率译文集〔M〕北京：石油工业出版社，1993.