二類油層注聚對水驅(qū)貢獻值的簡化計算

蔣正義 （中石油大慶油田有限責(zé)任公司第一采油廠，黑龍江 大慶163001）

隨著薩中開發(fā)區(qū)產(chǎn)量遞減，聚合物驅(qū)油已由一類油層轉(zhuǎn)向二類油層，由于一類油層是一套獨立開發(fā)層系，因此不存在水聚兩驅(qū)互相干擾問題。然而二類油層不同于一類油層，原有水驅(qū)基礎(chǔ)井網(wǎng)、一次調(diào)整、二次加密井網(wǎng)對該層系均有不同程度開采，因此二類油層注聚井網(wǎng)與原有水驅(qū)井網(wǎng)互相干擾問題不可避免。2006年以來，薩中開發(fā)區(qū)相繼開展了二類油層注聚開發(fā)，雖然先期水驅(qū)井網(wǎng)已進行了封堵，但仍然見到了聚驅(qū)效果。從水驅(qū)開采曲線 （見圖1）可以看出，2008年4月到2009年8月為見效明顯期，呈現(xiàn)出含水下降，產(chǎn)油量穩(wěn)中略升的聚驅(qū)見效特征?？陀^準確的計算出聚驅(qū)對水驅(qū)貢獻值，既有利于二類油層注聚驅(qū)油效果評價，同時也有利于水驅(qū)動態(tài)分析及開發(fā)調(diào)整。

圖1 區(qū)塊薩葡油層開采曲線

1 直接測算聚驅(qū)對水驅(qū)貢獻值存在的問題

1.1 層系井網(wǎng)復(fù)雜，投產(chǎn)時間不同

在原有水驅(qū)井網(wǎng)內(nèi)，北到北1－3－丁54井，南至中3－23井為界，將區(qū)塊分為東、西2塊（見圖2）。其中西塊為2006年投產(chǎn)二類油層注聚區(qū)，該區(qū)域采用的是150m井距五點法面積井網(wǎng)。2007年在中部區(qū)域開辟出1.9km2的二、三結(jié)合試驗區(qū)，其中二類油層井網(wǎng)采用150m注采井距規(guī)則五點法面積井網(wǎng)；三類油層井網(wǎng)采用106m注采井距規(guī)則五點法面積井網(wǎng)。東部除二、三結(jié)合試驗區(qū)外為東塊二類油層注聚區(qū)，仍然采用150m井距五點法面積井網(wǎng)，2008年投產(chǎn)。整個區(qū)域內(nèi)無斷層，各區(qū)塊相互間無天然屏障，相互影響，同時與原有水驅(qū)井網(wǎng)之間也存在干擾，且投產(chǎn)時間不一，為測算聚驅(qū)對水驅(qū)貢獻值增加了難度。

圖2 注聚區(qū)分布圖

1.2 水驅(qū)井網(wǎng)射開聚驅(qū)目的層井?dāng)?shù)多，封堵不徹底

全區(qū)目前共有891口井 （油井591口，水井300口），平均射開砂巖厚度21.6m，有效厚度9.1m。其中射開注聚目的層段薩Ⅱ10－薩Ⅲ10就有849口井，射開砂巖厚度7.3m，有效厚度3.2m；分別占總數(shù)95.3%、32.4%、33.4%。

以西塊為例，該區(qū)塊2006年7月開始注聚，2006年11月這部分射開二類油層注聚層采油井見到明顯聚驅(qū)效果，日產(chǎn)油由開始注聚時的941t升至992t，綜合含水由92.1%降至91.4%，沉沒度由415m降至375m；呈現(xiàn)出明顯聚驅(qū)受效特征。

在869口射開二類油層注聚目的層水驅(qū)井中，僅封堵265口井，平均封堵砂巖厚度6.8m，有效厚度3.3m。分別占射開井?dāng)?shù)31.2%、28.9%、31.1%。雖然進行了封堵，但由于施工工藝等原因，這部分井仍然見到了聚驅(qū)效果，北一區(qū)斷東西塊，日產(chǎn)油由注聚前103t升至174t，綜合含水由93.3%降至91.4%，沉沒度由505m降至387m。

1.3 部分井在封堵同時，實施了增產(chǎn)措施

在125口封堵采油井中，同時實施壓裂措施有6口，補孔14口，大修13口。部分井措施后取得了較好的開發(fā)效果，如ZJ3－F017井，射開砂巖厚度27.8m，有效厚度4.5m，措施前日產(chǎn)液量始終在14t，含水在95%。2006年10月為配合聚驅(qū)上返需要對該井SⅢ2－3（砂巖厚度4.1m，有效厚度0.6m）進行封堵，考慮到封堵后該井產(chǎn)液量將繼續(xù)下降，開采效率低，因此在封堵薩Ⅲ2－3層的同時，對剩余油層 （薩Ⅱ14－Ⅱ15＋16、葡Ⅱ4－Ⅱ7、葡Ⅱ9－Ⅱ10層，砂巖厚度15m，有效厚度2.2m）進行壓裂，壓堵后見到了很好的效果，日產(chǎn)液71t，日產(chǎn)油7t，含水90.2%。前后對比日增液57t，日增油6.6t，含水下降7.0%。這部分措施效果與聚驅(qū)見效混淆在一起，單獨評價聚驅(qū)效果存在困難。

綜上所述，由于聚驅(qū)各區(qū)塊投產(chǎn)時間的不同、二類油層聚驅(qū)與原有水驅(qū)井網(wǎng)開采層位重復(fù)率高、以及水驅(qū)封堵井復(fù)合措施的實施等原因，如果從受效單井計算聚驅(qū)貢獻值，那么工作量將是龐雜而繁瑣的，計算出的結(jié)果也不可信。以2010年統(tǒng)計結(jié)果為例，根據(jù)逐井統(tǒng)計，2010年仍然能見到聚驅(qū)效果水驅(qū)采油井有75口，其中西塊28口，年增油量3.6375×104t；東塊47口，年增油量5.3452×104t，合計年增油量8.9827×104t。2010年全年產(chǎn)油量69.0×104t，聚驅(qū)見效所占比例達到13%，結(jié)果偏高。

2 自然遞減率法計算聚驅(qū)對水驅(qū)貢獻值

通過宏觀方法利用自然遞減率法簡單計算二類油層聚驅(qū)對水驅(qū)貢獻值。水驅(qū)自然遞減率是表征在扣除新井投產(chǎn)以及增產(chǎn)措施影響的前提下，依靠自身水驅(qū)條件下采油，產(chǎn)油量逐年減少的百分量：

圖3 含水、自然遞減率變化趨勢

式中，f自為自然遞減率；A為上年年產(chǎn)油量，104t；B為當(dāng)年年產(chǎn)油量，104t；C為當(dāng)年措施產(chǎn)油量，104t；D為當(dāng)年新井產(chǎn)油量，104t。

鑒于水驅(qū)開發(fā)特點，當(dāng)油田進入特高含水期，綜合含水是緩慢上升，自然遞減率是一個相對穩(wěn)定的數(shù)值?；谝陨显?，通過二類油層注聚前水驅(qū)真實綜合含水，自然遞減率做擬合曲線，預(yù)測出注聚后的綜合含水及自然遞減率值，從而計算聚驅(qū)對水驅(qū)貢獻值，同時得出水驅(qū)比較真實開發(fā)指標綜合含水、年產(chǎn)油量、采油速度、含水上升率等。從圖3可以看出，由于受到聚驅(qū)影響，從2006年開始綜合含水、自然遞減率明顯下降，到2009年下降到最低值，綜合含水91.6%、自然遞減率3.47%。

為了做出更準確的預(yù)測，需要對2005、2006、2007、2008年遞減率進行修正。2005年由于當(dāng)時北一二排正進行二類油層封堵工作，與之有關(guān)的北三排水井相關(guān)層位全部封堵，造成當(dāng)年年注水量大幅減少，年注水量下降13.44%，年產(chǎn)液量下降8.63%，當(dāng)年自然遞減率達到16.3%。

通過繪圖（見圖4）發(fā)現(xiàn)，當(dāng)年產(chǎn)液量增長率與年注水量增長率差值由負變正的過程中，自然遞減率都有減小的趨勢，由此預(yù)測2005年自然遞減率為10.24%。

圖4 增長率差值與自然遞減率關(guān)系圖

2006、2007、2008年聚驅(qū)分3年相繼投產(chǎn)，其中水驅(qū)部分采出井被利用，2006年20口，2007年10口，2008年15口。為了消除這部分利用井產(chǎn)量損失所造成的遞減率偏大，采用現(xiàn)有水驅(qū)井網(wǎng)井口產(chǎn)量計算自然遞減率，修正后自然遞減率變化趨勢如圖5所示。根據(jù)修正后數(shù)值進行曲線擬合 （見圖6），預(yù)測結(jié)果如表1所示。

圖5 修正后綜合含水、自然遞減率變化趨勢圖

圖6 擬合曲線圖

根據(jù)預(yù)測結(jié)果計算，到2010年底北一區(qū)斷東二類油層注聚對水驅(qū)貢獻值為18.855×104t。依據(jù)擬合結(jié)果，以現(xiàn)有采油井計算，純水驅(qū)情況下預(yù)計到2010年底，年產(chǎn)油量為58.0713×104t，年采油速度為0.5%，年含水上升率0.18% （見表2）。

表1 預(yù)測指標及聚驅(qū)貢獻量

表2 純水驅(qū)情況下指標預(yù)測結(jié)果

3 結(jié) 論

（1）利用曲線擬合方法，預(yù)測自然遞減率，計算出到2010年底二類油層注聚對水驅(qū)貢獻值為18.855×104t，為聚驅(qū)效果評價提供詳實數(shù)據(jù)。

（2）通過指標計算，得出在純水驅(qū)條件下，到2010年底，年產(chǎn)油量為58.0713×104t，年采油速度為0.5%，年含水上升率0.18%。

（3）客觀準確的計算出二類油層聚驅(qū)對水驅(qū)貢獻值，對于評價聚驅(qū)效果意義重大，同時也有利于水驅(qū)自身指標評價，為今后開發(fā)調(diào)整提供可靠依據(jù)。