[摘 要]本文根据北西块一区注聚状况，从理论和实际两方面，对该区块注聚初期注入压力偏低的原因进行了深入剖析，分析认为造成这种状况的主要原因是累積注采比和阶段注采比偏低造成的，并与该区块的井网井距、注入粘度以及空白水驱时间长等因素有关。进而以宏观调整注采比、提高注入质量为主要调整对策。

[关键词]聚合物驱 注入压力 二三结合 注采比

中图分类号：TE357.46 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）05-0114-01

聚驱注入压力变化是反映注聚后油层动用状况的一项基本参数，而油层动用程度高低关系到区块整体的受效情况，因此，通过对区块注入压力低原因进行分析，确定注入压力低与各项原因关系，为区块注采调整提供依据，从而有效提高区块整体开发效果。

1.北西块一区概况

1.1 区块位置及构造特征

区块位于油田北块西部，北起喇3-18井与喇8-18井连线，南至喇3-223井与喇8-223井连线，西起萨一组外油水过界线，东至喇8-18井与喇8-223井连线。从研究区构造特征看，东高西低，东侧大部分区域处于油田构造轴部高点，构造相对平缓，由东向西逐渐变陡，西侧靠近过渡带构造倾角较大。

1.2 北西块一区基本情况

区块开发目的层为萨Ⅲ1-7油层，区块采用106m五点法面积井网，总井数622口，其中注入井306口，全部为新钻井，采油井316口，其中新钻井310口，代用井6口。区块于2010年11月投产，累积注水1000.52×104m3，累积采出量1039.4×104t，阶段注采比0.94。2013年12月转注聚合物。

1.3 聚驱方案设计

方案设计聚合物分子量2500万，注入浓度2000mg/L，注入速度0.20PV/a，聚合物用量为2000mg/L·PV，注聚时间5年。

2.注入情况进展

区块于2013年12月投注聚合物，分别注入1900万和2500万两种分子量聚合物。2014年4月，对75口注入井进行调剖。截至2015年8月，区块累计注入聚合物溶液755.852×104m3，累计注入聚合物干粉1.2×104t，注入油层孔隙体积0.365PV，聚合物用量538.8PV.mg/L。8月份平均注入压力10.4MPa。

在注聚初期，注入压力一直偏低。从区块压力分级情况来看，注聚6个月后，区块平均注入压力为7.8MPa，63.1%的注聚井压力小于8MPa。注聚一年后，随着注入压力的逐渐增高，有58.2%的井注入压力小于10MPa。相比其它几个上返注聚区块，该区块在转注聚后的8个月里，注入压力平均低2～5MPa左右。

3.注入压力低原因分析

根据区块注入聚合物溶液后注入压力上升值计算公式：

式中：Qp-日注入量；μp-聚合物溶液粘度；K-油层渗透率；R-注采井距；r-井筒半径。

式中压力上升值与注入量、聚合物溶液粘度、注采井距、油层渗透率及有效厚度有着较为密切的关系。

3.1 注采井距的影响

研究表明，在区块年注入速度确定后，区块注入压力上升值与注采井距成正比。区块采用的是106m注采井距，与相比其它二类油层上返注聚区块，井距缩短了30%。

方案采用的是高浓度聚合物注入。高浓度聚驱小井距试验结果表明，在注采井距237m条件下，高浓度段塞难以形成有效驱动，注采井距缩小到100～150m后，压力梯度增加，高浓度段塞能形成有效驱动，注入强度和采液强度增加50%。对于二类油层来说，由于砂体发育较一类油层差，在缩小注采井距后，其一类连通率和聚驱控制程度均有不同程度的增加，井距越小，增加的幅度越大[1]。

区块萨Ⅲ1-7油层在150m注采井距时，其聚驱井网控制程度为73.9%，当加密到106m井距后，聚驱井网控制程度为85.9%，提高了12.0个百分点。从沉积单元砂体连通率看，随着井距的缩小，砂体一类连通率及控制程度增加，从150m注采井距加密到106m注采井距，一类连通率提高6.1个百分点，砂体控制程度提高7.4个百分点。

经过和其它上返区块对比分析得出，随着注采井距的缩小，使得聚合物溶液能够顺利注入，从而减缓了注聚初期压力上升速度。

3.2 开展“二三结合”的影响

该区块是“二三结合”试验第一个大面积推广区块，和其它上返区块相比，其空白水驱阶段开采时间及注入参数的选择也有较大的不同。

3.2.1 注水时间长

区块从新井投产到注聚历时3年零2个月，其它上返区块平均只有10个月，作为“二三结合”的北北块二区空白水驱时间较长。油田多年取得的开发经验表明，长期的注水冲刷，使地层极易形成大孔道，渗透率有上升的趋势[2]。

3.2.2 措施工作量大

为提高油层动用程度，增强井组注入能力，在空白水驱阶段采取了大量的措施工作。对注入强度较低的13口井采取压裂措施、对10口井采取酸化措施。为了改善层间矛盾，提高低渗透油层的动用程度，306口井中有266口采取了分层注入。一系列措施工作对之后聚合物溶液能顺利注入打下了坚实的基础，同时也减缓了区块注聚后注入压力上升速度。

3.3 注入粘度的影响

在相同条件下，注入聚合物溶液粘度的高低，影响注入压力上升幅度的大小，注入粘度越高，注入压力上升值就越大。

方案设计注入清水配制清水稀释聚合物。而投注聚合物以来，由于水质供应的原因，单纯注清水的时间只有29天，大部分时间为清污水混注。进入4月份以来，基本上以注污水为主。

当水质为清水时，分子量为1900万浓度为1800mg/L的聚合物溶液的注入粘度为130mPa.s，随着矿化度的上升，粘度持续下降，矿化度达到5000mg/L时注入粘度已经下降到60mPa.s，2500万抗盐聚合物注入粘度由156mPa.s下降到72mPa.s，粘度下降幅度达到50%以上。可见，污水水质影响了聚合物溶液的粘度，同时影响了注入压力的上升。

3.4 注采比的影响

注采比低是导致区块注入压力偏低的主要因素。

区块共有采出井316口，于2010年1月份投产，目前日产液为1.3×104t，含水为89.1%。产量最高时达到1.5×104t。在空白水驱阶段，年注采比均在1.0以下，2013年低至0.87，区块累积注采比仅为0.94，地层亏空水量达38.9×104m3。

2014年转注聚合物后，为了弥补地下亏空，加大区块注入量，注入速度一直保持在设计方案0.2PV以上。因此2014年阶段注采比有所回升，达到1.06，但累积注采比仅为0.98。由于区块长期处于地下亏空状态，地层压力恢复缓慢，导致注入压力在注聚初期上升幅度较慢。

2015年虽然区块注入速度始终保持在0.21-0.22之间，但是由于7、8月份采液速度较高，月注采比又降到1以下。因此，应以调整注采平衡为重点，加强宏观注采比的调整，确保均衡开采。建议先降液，合理调控注采比。

4.结论

4.1 区块自开展“二三结合”挖潜到正式转注聚，注入压力水平一直偏低，比其它上返区块平均低2-5MPa。

4.2 从井网井距和开发方式角度来分析，由于采用106m小井距，建立了有效驱动，注采更均衡，延缓了注入压力上升的幅度。

4.3 从注采状况来分析，无论是空白水驱阶段，还是注聚阶段，累积注采比和阶段注采比都小于1，导致地下亏空，注采比偏低是注入压力低的主要原因，同时注入粘度偏低也是原因之一。

参考文献

[1] 张晓芹.改善二类油层聚合物驱开发效果的途径.大庆石油地质与开发[J]，2005，24（4）：81-83.

[2] 陆先亮.聚合物驱提液与控制含水的关系[J]，2002，9（3）：24-26.

作者简介

赵丹丹（1990.07），女，第六采油厂试验大队，技术干部，从事油田开发动态分析工作，联系电话：5837702。