论文部分内容阅读
[摘 要]A区块经过多年的注聚开发，基于自身向上变细的旋回性和渗透率的差异性，加上油、水的重力分异作用，造成注入水优先沿着河道砂岩主体带底部高渗透带向油井快速突进，严重影响其它渗透性较低、剩余油富集层段的开发效果。因此，认清高渗透率底部突进层的表现特征，并采取有效的治理手段是油田高含水期三次采油开发阶段必须面对的问题。
[关键词]高渗层；调整；对策
中图分类号：TE357.6 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）05-0061-01
1 高渗透突进层的形成条件
1.1 油层厚度差异大、油层非均质性严重
A区块二类油层平面上单井发育、含水差异较大，纵向上各单元间交互沉积。渗透率变异系数为0.63，平均渗透率级差为5.8，突进系数为2.21，均处于较高水平。
1.2 物性发生变化
A区块SII和SIII油层组为正韵律油层，经过多年的注聚开发，且注聚前采出程度已经达到37.45%，SII和SIII油层组主要为泥质胶结的砂岩油藏，非均质性严重，由于油水重力分异，通过长期注水冲刷，造成出砂及微粒运移，储层孔隙度、渗透率、发生很大变化，加剧了层间和层内矛盾，致使驱替液沿高渗层突进。
2 高渗透突进层的表现特征
2.1 高渗透突进层在试井测井资料中的表现特征
以油井B井为例，从不稳定试井双对数曲线的压力曲线和导数曲线在径向流段出现较大分离，后期导数曲线出现了明显的降落，解释模型符合定压边界模型，有强注水反映和压力的迅速传导，结合精细地质成果，分析有高渗透突进层存在的可能性。与油井B井连通较好的注入井C井和D井，有效厚度7.3m和7.6m，吸水层段厚度3.2m和4.0m，占总厚度的43.8%和52.6%，而相对吸入量占到全井的61.1%和100%。
2.2 生产动态资料指示高渗透突进层
油井2009年投注聚初期日产液110t，含水94.2%，通过多次方案调整，2010年12月日产液102.3t，含水92.7%，日产液和含水下降幅度小，注入端的两口注入井B3-353-SE75井和B3-352-SE76井注入压力未按总体方案目标上升到12MPa，注入压力只有10.7MPa和9.9MPa，且注入量达到了日注量50m3/d和40m3/d，單井注入强度达到6.8m3/d·m和6.1m3/d·m，较区块平均水平高3.5m3/d·m和2.8m3/d·m。该井组表现出来的注入压力低，注入量高的特点指示存在高渗层。
3 高渗透突进层的治理方案及调整
3.1 优化注聚方案
针对含水高、注入压力低的井区进行了调整13井次，日配注由455m3调整到520m3，日实注由397m3增加到473m3。注入浓度由1528mg/L上升到1682mg/L，粘度由36.6mPa·s上升到44.2mPa·s，注入压力由11.5Mpa上升到12.4Mpa，周围38口采油井月含水上升速度由调前的0.12%下降到-0.02%；对含水高、注入压力高的层段下调注入量的方案调整6井次，对突进层进行控注，日配注由245m3/d下降到205m3/d，控制层注入强度由3.21m3/d·m下降到2.61m3/d·m。
3.2 实施分层注聚，提高注聚效率
针对含水回升期注入压力低，剖面反转，渗透率级差大的井实施了分注8口井，平均分注2.3个层段，渗透率级差从5.8下降到2.7，注入压力由10.9MPa上升到11.8MPa，加强层17个注入强度4.81m3/d·m，控制层13个注入强度2.55m3/d·m，周围23口采油井含水下降了0.4个百分点。目前区块分注井数达到了100口，分注率已达到73.5%。
3.3 实施深度调剖，协调层内注采关系
注聚过程中对注入压力上升幅度小，渗透率高，层内矛盾突出的12口井实施了深度调剖，调剖后注入压力由9.7MPa上升到11.4MPa，视吸入指数由4.1m3/d·MPa下降到2.9m3/d·MPa，注入剖面得到有效改善，渗透率小于300×10-3μm2的油层吸入厚度比例增加5.4%，相对吸入量增加6.9%，渗透率大于800×10-3μm2的油层相对吸水量减少8.5%，调剖井周围39口采油井，日产油增加23t，综合含水下降2.1个百分点，较非调剖井多下降0.6个百分点。
4 综合调整效果分析
通过上述针对性的调整，区块的开发效果得到有效保障，注入状况稳定。
一是注入状况稳定。目前区块注入压力12.3MPa，视吸入指数3.2m3/d·MPa，与措施调整前相比注入压力上升1.9MPa，视吸入指数下降了2.1m3/d·MPa。从注入压力分级看，注入压力低于11MPa的低压井仅10口，占全区总井数的7.4%，11-13MPa的井107口，占全区总井数的78.7%，平均压力12.4MPa，注入压力高于13MPa的高压井有19口，占全区总井数的13.9%。
二是油层吸入结构得到进一步改善。从连续剖面统计结果看，目前吸入厚度比例达到了71.0%，与注聚前相比，吸入厚度比例增加了16.2%，其中渗透率小于300×10-3μm2的油层吸入厚度比例增加了16.7%，相对吸水量增加了9.9%，渗透率在300-500×10-3μm2之间的油层吸入厚度比例增加了3.1%，相对吸入量增加了0.7%，渗透率在500-800×10-3μm2之间的油层吸入厚度比例增加了11.1%，相对吸入量增加了3.1%，渗透率大于800×10-3μm2的油层吸入厚度比例下降了7.2%，相对吸入量下降了13.7%。
5 几点认识
1）利用试井测井资料，结合动态资料变化进行分析井组间注采关系是识别高渗层的有效手段；2）特高含水期，注水沿高渗层突进现象明显，及时进行对应分层注入可达到稳油控水的目的；3）适时深度调剖是有效治理低效无效循环的低效无效循环的有力措施，从而提高开发效果。
参考文献
[1] 胡博仲.聚合物驱采油工程[M].石油工业出版社，2004.
[2] 金毓荪.采油地质工程（第二版）[M].石油工业出版社，2003.
作者简介
朱琦（1988-），男，，助理工程师，主要，从事聚驱分析工作。
[关键词]高渗层；调整；对策
中图分类号：TE357.6 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）05-0061-01
1 高渗透突进层的形成条件
1.1 油层厚度差异大、油层非均质性严重
A区块二类油层平面上单井发育、含水差异较大，纵向上各单元间交互沉积。渗透率变异系数为0.63，平均渗透率级差为5.8，突进系数为2.21，均处于较高水平。
1.2 物性发生变化
A区块SII和SIII油层组为正韵律油层，经过多年的注聚开发，且注聚前采出程度已经达到37.45%，SII和SIII油层组主要为泥质胶结的砂岩油藏，非均质性严重，由于油水重力分异，通过长期注水冲刷，造成出砂及微粒运移，储层孔隙度、渗透率、发生很大变化，加剧了层间和层内矛盾，致使驱替液沿高渗层突进。
2 高渗透突进层的表现特征
2.1 高渗透突进层在试井测井资料中的表现特征
以油井B井为例，从不稳定试井双对数曲线的压力曲线和导数曲线在径向流段出现较大分离，后期导数曲线出现了明显的降落，解释模型符合定压边界模型，有强注水反映和压力的迅速传导，结合精细地质成果，分析有高渗透突进层存在的可能性。与油井B井连通较好的注入井C井和D井，有效厚度7.3m和7.6m，吸水层段厚度3.2m和4.0m，占总厚度的43.8%和52.6%，而相对吸入量占到全井的61.1%和100%。
2.2 生产动态资料指示高渗透突进层
油井2009年投注聚初期日产液110t，含水94.2%，通过多次方案调整，2010年12月日产液102.3t，含水92.7%，日产液和含水下降幅度小，注入端的两口注入井B3-353-SE75井和B3-352-SE76井注入压力未按总体方案目标上升到12MPa，注入压力只有10.7MPa和9.9MPa，且注入量达到了日注量50m3/d和40m3/d，單井注入强度达到6.8m3/d·m和6.1m3/d·m，较区块平均水平高3.5m3/d·m和2.8m3/d·m。该井组表现出来的注入压力低，注入量高的特点指示存在高渗层。
3 高渗透突进层的治理方案及调整
3.1 优化注聚方案
针对含水高、注入压力低的井区进行了调整13井次，日配注由455m3调整到520m3，日实注由397m3增加到473m3。注入浓度由1528mg/L上升到1682mg/L，粘度由36.6mPa·s上升到44.2mPa·s，注入压力由11.5Mpa上升到12.4Mpa，周围38口采油井月含水上升速度由调前的0.12%下降到-0.02%；对含水高、注入压力高的层段下调注入量的方案调整6井次，对突进层进行控注，日配注由245m3/d下降到205m3/d，控制层注入强度由3.21m3/d·m下降到2.61m3/d·m。
3.2 实施分层注聚，提高注聚效率
针对含水回升期注入压力低，剖面反转，渗透率级差大的井实施了分注8口井，平均分注2.3个层段，渗透率级差从5.8下降到2.7，注入压力由10.9MPa上升到11.8MPa，加强层17个注入强度4.81m3/d·m，控制层13个注入强度2.55m3/d·m，周围23口采油井含水下降了0.4个百分点。目前区块分注井数达到了100口，分注率已达到73.5%。
3.3 实施深度调剖，协调层内注采关系
注聚过程中对注入压力上升幅度小，渗透率高，层内矛盾突出的12口井实施了深度调剖，调剖后注入压力由9.7MPa上升到11.4MPa，视吸入指数由4.1m3/d·MPa下降到2.9m3/d·MPa，注入剖面得到有效改善，渗透率小于300×10-3μm2的油层吸入厚度比例增加5.4%，相对吸入量增加6.9%，渗透率大于800×10-3μm2的油层相对吸水量减少8.5%，调剖井周围39口采油井，日产油增加23t，综合含水下降2.1个百分点，较非调剖井多下降0.6个百分点。
4 综合调整效果分析
通过上述针对性的调整，区块的开发效果得到有效保障，注入状况稳定。
一是注入状况稳定。目前区块注入压力12.3MPa，视吸入指数3.2m3/d·MPa，与措施调整前相比注入压力上升1.9MPa，视吸入指数下降了2.1m3/d·MPa。从注入压力分级看，注入压力低于11MPa的低压井仅10口，占全区总井数的7.4%，11-13MPa的井107口，占全区总井数的78.7%，平均压力12.4MPa，注入压力高于13MPa的高压井有19口，占全区总井数的13.9%。
二是油层吸入结构得到进一步改善。从连续剖面统计结果看，目前吸入厚度比例达到了71.0%，与注聚前相比，吸入厚度比例增加了16.2%，其中渗透率小于300×10-3μm2的油层吸入厚度比例增加了16.7%，相对吸水量增加了9.9%，渗透率在300-500×10-3μm2之间的油层吸入厚度比例增加了3.1%，相对吸入量增加了0.7%，渗透率在500-800×10-3μm2之间的油层吸入厚度比例增加了11.1%，相对吸入量增加了3.1%，渗透率大于800×10-3μm2的油层吸入厚度比例下降了7.2%，相对吸入量下降了13.7%。
5 几点认识
1）利用试井测井资料，结合动态资料变化进行分析井组间注采关系是识别高渗层的有效手段；2）特高含水期，注水沿高渗层突进现象明显，及时进行对应分层注入可达到稳油控水的目的；3）适时深度调剖是有效治理低效无效循环的低效无效循环的有力措施，从而提高开发效果。
参考文献
[1] 胡博仲.聚合物驱采油工程[M].石油工业出版社，2004.
[2] 金毓荪.采油地质工程（第二版）[M].石油工业出版社，2003.
作者简介
朱琦（1988-），男，，助理工程师，主要，从事聚驱分析工作。