二类油层三元驱区块影响见效因素分析及促效做法
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[摘 要]根据A区块二类油层三元驱目前处于弱碱三元复合驱主段塞阶段，综合该区块的实际开发状况，分析了该区块三元复合驱分区域的见效特征，包括套损区、老注水井排以及正常井区，并根据不同区域不同的见效情况对影响见效的因素进行分析，详细阐述了三元复合驱常见的影响见效因素，即油层发育特点、老注水井排及层间非均质性等，并针对上述分析的因素进行针对性的改善做法，以深入挖掘该区块的开发潜力，其研究结论可以为今后进一步开发该区块提供参考。
[关键词]弱碱；三元复合驱；效果；影响因素；促进见效
中图分类号：TE357.46 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2019）07-0039-01
1、见效特征及影响因素
1.1见效特征
A区块二类油层三元驱于2013年10月投产，经过26个月的空白水驱，2015年12月进入三元复合驱前置段塞阶段，目前已注入孔隙体积0.415PV。该区块受相邻B区块二类油层三元复合驱见效影响，112口采出井自西向东先后见效。由于受未布同井网注采井的家属区遮挡，故见效从a排、b排两个大方向自西向东推进。采出井的平面见效特征明显。
1.2油层构造及发育不同
油层构造不同对采油井见效也有着先天性的影响。该开发区自A区块及相邻B区块分别向东西方向由构造顶部向翼部延伸。随着构造高点向低点的转变，油藏埋深的增加，油层的发育情况逐渐变差，表现为有效厚度变小，渗透率降低，对三元复合驱的见效情况有着一定的影响。在A区块二类油层，油层自西向东发育变差也是见效时间早晚的原因之一，而且相邻B区块投注剂时间较A区块早12个月左右，那么受到临近区块的影响同样也是见效时间不同的一个原因。
根据油层发育特点，对114口注入井进行分类（见表1）。观察分类井的注入压力、比吸水指数的对比情况可以分析见效规律。相比注剂前，一类井的注入压力上升了4.2MPa，比吸入指数下降36.7%；二类井的注入压力上升了4.4MPa，比吸入指数下降40.0%；三类井的注入压力上升了4.5MPa，比吸入指数下降39.7%；四类井的注入压力上升了4.2MPa，比吸入指数下降32.1%。注入井周围见效井的压力升幅来看，一、二类井见效时所需的压力升幅明显小于三、四类井。
从采油井分类见效来看，同注剂前对比，一类井增油8.1t，含水下降11.7个百分点；二类井增油7.2t，含水下降11.2个百分点；三类井增油5.8t，含水下降10.9个百分点；四类井增油5.1t，含水下降10.8个百分点。一、二类井的效果好于三、四类井。
1.3套损区及老注水井排
A区块二类油层套损区共有采油井19口，井数比例为17%，截止到目前平均單井日产液51.8t，平均单井日产油8.4t，含水83.7%，与注剂前对比平均单井日产液下降了17.2t，比正常井区多下降3.6t，对比注剂前日产油增加了5.1t，比正常井区少增加1.6t，含水较注剂前下降了11.6个百分点，比正常井区少下降0.8%。可以看出，套损区对采油井见效存在影响。
A区块二类油层老注水井区共有采油井21口，井数比例为18.7%，截止到目前平均单井日产液68.0t，平均单井日产油8.9t，含水87.1%，与注剂前对比平均单井日产液减少了15.8t，日产油增加了6.3t，比正常井区少增加1.4t，含水较注剂前下降了9.7个百分点，比正常井区少下降2.2%。可见老注水井排对区块见效同样存在影响。并且与老注水井同井场的采油井见效情况差于非同井场的采油井。
2、促进见效的做法
2.1单井个性化设计，提高参数匹配性
二类油层非均质性强，井间、层间、层内差异大，均一化设计注入方案，满足不了所有井、更满足不了所有层的需要。从区块单井小层入手，优选河道砂厚度比例等五项关键指标，为最小尺度匹配层、最大限度满足井，建立了井组量化分类标准，将区块114个注入井组细分成了四类，为下一步对注入井进行针对性调整指明了方向。
2.1.1单井注入参数个性化设计
注入浓度方面：对高渗透、高含水，单层突进现象较为严重的井组，实施深度调剖；对渗透率较低、注入压力升速过快的井组严格控制浓度指标，进行跟踪调整；对正常井区，采取个性化设计浓度的方式，以达到注入浓度的单井最佳匹配。
注入强度方面：对注水边界，采取高强度；对注聚边界和完善井区，采取正常强度。对套损井区采取低速注入，优化调整；对压力升幅大的井多跟踪，勤调整，保证连续注入。
2.1.2及时进行方案调整
针对注入压力高或周围采油井含水高的23口注入井下调195m3/d；针对注入压力低、周围油井未见效的49口注入井上调45m3/d，提浓100mg/L。共实施方案调整72井次，日注入量由调前4980m3调整到4830m3，注入浓度由2335mg/L调整到2388mg/L，注入压力上升0.6MPa，周围98口采油井，日液量由6974t下降到6879t，日产油由845t上升到935t，含水下降1.47个百分点。
2.2套损区防治与老注水井排提效
目前套损区套损井均已大修。为了继续扩大分注规模，缓解层间矛盾，促进套损区油井见效，故对套损井实施大修后分层。11口分注井平均单井2.2个层段，控制层段1.2个，有效厚度8.5m，注入强度为3.3m3/d·m，加强层段1.0个，有效厚度7.0m，注入强度为4.0m3/d·m，层间渗透率级差由6.3下降到3.2。分注后，注入量、注入浓度、粘度保持稳定，注入压力由9.1MPa上升至9.8MPa，上升了0.7MPa，目前11口套损井注入压力达到9.84MPa。周围19口采油井，分层后日增油41.0t，含水由87.6%下降到88.3%，下降了0.7个百分点。
针对老注水井区，采取多种措施相结合。在注入方面，一是针对注入压力低，存在大孔道的井优选5口调剖井；二是优化层段调整，高低浓度交替注入；三是进一步细分，进行层段调整。在采出方面，针对液量低，含水低的采油井选取3口实施压裂，压裂后平均单井日增液42.3t，日增油6.4t，含水下降了1.4个百分点。
对套损区及老注水井区进行针对性的治理可以对促进采油井见效产生一定的贡献
2.3实施规模分注，缓解层间矛盾
应用分注技术，可以缓解层间矛盾，进一步提高化学剂利用率及油层动用程度。因此针对该区实际情况并结合其它区块的分层原则及效果，确定相应的分层选井原则：油层性质相近的层段进行组合，纵向上对应成段，平面上集中成片，规模实施分注，a、正韵律油层渗透率级差大于等于3；b、油层厚度级差小于等于3；c、夹层厚度大于等于0.8m；d、两级封隔器间距大于等于7m；e、注入层段砂岩厚度大于等于1m。
按照上述原则在注剂中继续实施分注27口，区块分注率达到80.7%。27口分注井平均单井2.4个层段，层间渗透率级差由7.2下降到4.0。分注后注入压力由9.1MPa上升至9.8MPa，上升了0.7MPa，目前这27口分层井注入压力达到10.4MPa。周围46口采油井，分层后日增油83t，含水由90.2%下降到87.7%，下降了2.5个百分点。
3、几点认识
3.1油层发育状况是区块见效差异的决定性因素
3.2合理匹配注入参数，单井个性化设计能够有效促进区块采油井见效
3.3 对套损区、老注水井区进行有效的治理、提效可以促进区块采油井的受效
参考文献
[1]李华斌著.三元复合驱新进展及矿场试验.科学出版社，2007.
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