孤东油田七区西54—61中北部二元驱见效特征分析

摘要：七区西Ng54-61二元复合驱是孤东油田二元驱工业化推广项目，也是孤东油田产量接替的主阵地。本文针对目前七区西54-61中北部二元驱注采井网程度、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： 七区西54-61二元驱 聚合物 动态特征

1 .七区西Ng54-61概况

七区西馆上54-61单元为孤东七区西五套开发层系之一，是孤东披覆构造下被南、北、西三条密封大断层切割而形成的一个构造简单、地层平缓、形态完整、具有统一的原始油水界面、属河流相沉积、具有“亲水、中高渗透、非均质、高饱和、稠油、疏松砂岩”特点的层状油藏。

2.二元复合驱设计方案及项目完成情况

根据室内试验和数模优化结果，矿场采取清水配制、污水稀释注入方式，二元复合驱主体段塞的驱油配方为：

前置段塞：0.1PV?0.22%P

主体段塞：0.4PV[0.27%SLPS+0.13%复配表活剂1#+0.19%P]

后置段塞：0.05PV?0.15%P。

注入速度：0.12PV/a。

七区西Ng54-61中北部二元复合驱于2010年7月份开始实施前期调整，2011年6月13日开始注聚，2012年8月转入二元驱。设计注入井92口，受效油井133口。该方案矿场实施后可提高采收率9.6%，累增原油126×104t。截止到2012年11月底，累注干粉11736t， 累注磺酸盐5098t，累注表面活性剂2515t，累注溶液443.6×104m3，累计注入0.199PV，注入总量468PV.mg/L，完成方案设计的36.2%。

3. 注入特征分析

3.1注入能力变化情况分析

自实施注聚以来，七区西54-61中北部二元驱实施了大量的井网完善、注采调整和提液引效等措施，取得了较好的开发效果，单元已进入见效阶段，与注聚前对比，日油水平增加191.1t，综合含水下降1.%。

自2011年6月份以来，大致可以划分为3个阶段：一是平稳注入阶段（2011年6月-2011年10月），水井开井数基本维持在71口，注入能力在7100m3左右，基本按方案设计配注执行，注采比维持在0.9左右，与注聚前比平均动液面下降104m，注入压力上升0.8MPa。

二是提液引效阶段（2011年11月至2012年7月），主要是通过实施完善注采井网，高含水低效井提液，限液计关井开井等措施，大幅度提高单元液量，引效促效，与前一阶段（2011年10月）相比，单元油井开井增加24口，日液水平增加1956t，日油水平增加122t，综合含水下降0.8%，动液面下降79m，水井开井增加16口，日注水平增加2215m3，注采比基本在0.9左右。产量上升的主要原因是注聚见效。

三是转投二元见效阶段（2012年8月至今），转入二元之后，与2012年7月份对比，水井开井减少1口，日注水平减少644m3；单元油井开井增加2口，日液水平减少351t，日油水平增加64t，综合含水下降0.8%，注采比基本0.85左右；在产量明显上升，主要为二元见效。

3.2注入压力变化分析

从注入上看，与注聚前相比，平均油压上升了0.2MPa。从压力上升情况看，大致可以划分为2个阶段：一是压力平稳上升阶段（2011年6月-2011年12月），注入压力由注聚前的10.3MPa上升至11.1MPa。二是压力波动阶段（2012年1月-2012年11月）：由于新投转注井压力较低，井组提液和高压井治理见效等原因导致压力波动上升缓慢，目前压力处于缓慢上升阶段。

从平面分布上看，注入压力分布不均衡，低压井主要集中在28排井以西以及与南部二元先导结合部区域。2012年11月，七区西54-61中北部二元驱水井开井86口，其中油压小于9MPa井13口，平均油压7.2MPa，主要影响原因是由于大孔道、时间短影响，9-11MPa井31口，平均油压9.9Mpa，11-12MPa井19口，平均油压11.6MPa，12-13MPa井11口，平均油压12.4MPa，大于13MPa井12口，平均油压13.6MPa，其中3口欠注井主要原因为出砂影响。

3.3霍尔阻力曲线

二元区阻力系数变大。从二元区阻力系数变化看，主体段塞前由于注入的聚合物较好的起到了增加渗流阻力的作用，目前霍尔曲线阻力系数为1.60。

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。2012年8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状态。下步将继续跟踪压力的变化过程，进行有效地动态分析。

3.4吸水剖面分析

剖面资料表明二元复合驱油体系扩大了波及体积，可以在一定程度上改善层间、层内吸入状况，注聚后吸聚剖面得到一定改善，54层每米吸水量下降2.4m3/d.m，61层下降0.3m3/d.m，55层上升1.3m3/d.m。

七区西54-61中北部二元驱注聚前后分层吸水对比表

4.采出状况分析

目前见效井29口，有见效趋势井20口，见效率21.8%，截止到2012年11月底，累计增油3.4722万t。通过对29口井见效井动静态资料结合分析，总结目前见效井的影响因素主要有以下几个方面：①油井后期归位或投产，井区采出程度低；②注聚前后实施井网完善井区，两向及以上对应；③原井网完善井区，对应水井压力正常上升；④砂体边部与水井对应关系好油井，提液引效；⑤油水井距近且连通关系好；⑥油层发育好、砂层厚度大于5米以上。

5.结论

（1）目前七区西54-61二元驱局部存在不正常注入井。低压井多，影响注入质量。要继续加强不正常注入井治理，确保注入质量。

（2）通过生产动态分析、利用监测资料确定大孔道分布及井点后，利用调剖工艺措施能封堵大孔道，确保注入质量，为二元见效创造有利条件。

（3）注聚见效时期与区块的井网完善程度、油层发育较好的物质基础有一定的关系。进一步完善注采井网，合理优化井组调整方案，努力缓解平面矛盾，促进油井均衡受效。

（4）不断深化对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，加强注聚环节控制，加强注聚井的综合治理，打好见效基础确保注聚区增油效果。

参考文献

[1]孙焕泉 张以根 曹绪龙.聚合物驱油技术 石油大学出版社，2002.

[2]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.