1、北二东东块聚驱井网加密后开发形势分析一、基本概况北二东东块位于萨北开发区纯油区东部，面积 6.05km2，地质储量837104t,孔隙体积 1507104m3，聚合物驱目的层为葡 I1-7砂岩组，该区块于 2000年投产，2002 年底投入聚驱，由于储层发育条件差，平面非均质性严重，聚驱效果差，2006 年对区块进行了注聚中期井网加密调整，注采井距由 250m缩小到 175m，同样采用五点法面积井网。加密后区块开发井数从72口增加到 169口，其中采出井 92口，注入井 77口，通过优化射孔，聚驱控制程度从 60.7%上升到 79.3%。北二东东块聚驱加密后于 2007年 1月 27日开始注入
2、聚合物溶液，开始采用 2500万超高分子清水配制、普通污水稀释的方式注聚，针对注聚后部分井压力上升幅度小，剖面变化不大，采油井见效不明显的状况，区块于 2007年 9月 5日改清水稀释 1600-1900万高分子量聚合物溶液，目前已累计注入聚合物溶液 844.8373104m3，累注干粉 7528t，聚合物用量 454 PVmg/L。累计产油 117.309104t，其中井网加密后，区块累计注入聚合物溶液 193.0718104m3，累计产油 30.1685104t，聚合物用量175PVmg/L，其中清水注聚阶段用量 92PVmg/L。截止到目前累积提高采收率 6.26个百分点。北二东东块聚驱
3、基本情况表井数(口)区块 面积(km2) 储量(104t)孔隙体积(104m3) 油井注入井注聚时间(年.月)注入速度(PV/a)注入体积（PV）聚合物用量(PV.mg/l)提高采收率(%)加密前 5.95 837 1507 39 37 02.12 0.068 0.3116 279 4.62加密后 5.95 837 1507 92 77 07.01 0.157 0.16 175 1.64合计 5.95 837 1507 92 77 0.157 0.4716 454 6.26二、加密前开发存在的主要问题1、注入压力高，注入速度低北二东东块注入井在加密前平均注入压力达到 13.6MPa，比注聚前上
4、升了 7.05MPa，距破裂压力只有 0.5MPa，注入压力仍有上升趋势，当时间注井数达到 19口，占总井数 51.35%。由于注入压力高导致全区注入速度只有0.08PV/a，比方案设计的 0.12 PV/a低 0.04 PV/a，严重影响注聚质量。2、含水下降幅度小且见效比例低北二东东块在聚合物用量为 42PV.mg/l时开始见效，用量为 106PV.mg/l时进入低值期，含水最低点为 84.07%，下降幅度为 9.43个百分点，与数模相比低 6.99个百分点，与纯油区西部各区块相比低 1.21-8.73个百分点，注聚时间已 3年，井网加密前只有 23口油井见到聚驱效果，见效比例 65.7%
5、，而在相同用量下纯油区西部见效比例达到 71.8%86.0%。3、原有 250m五点法面积井网对葡一组油层适应性差，聚驱控制程度低聚驱控制程度是影响聚合物效果的关键因素。随着对储层精细认识的不断深入及聚合物驱开发实践证明，现 250m井距五点法面积井网对北二东东块中小河系储层适应性较差，聚驱控制程度低，影响聚驱开发效果。北二东东块葡一组油层不同沉积单元河道砂发育规模差异较大，造成现井网对各沉积单元聚驱控制程度差异大。对于河道砂体呈大面积分布葡 I2沉积单元，聚驱控制程度较高可达 83.5%，对于窄条状发育河道的葡 I1、5+6、7三个沉积单元，平均聚驱控制程度只有 60.1%，而对于葡 I3、
6、4 沉积单元聚驱控制程度只有 34.9%。总体上，北二东东块聚驱控制程度只有 60.7%，比北二西东块低 19.0%。为此，针对以上问题，结合北二东东块处于见效初期，进一步调整余地大的实际，在分析北二东东块聚驱见效状况和储层沉积特征的基础上，以提高井网聚驱控制程度为核心，2006 年对北二东东块进行了聚驱井网加密调整，来进一步改善纯油区东部聚驱开发效果。三、井网加密后所做主要工作及效果1、加强跟踪调整，促进油井见效北二东东块于 2007年 1月 27日开始注入聚合物溶液后，针对注聚后部分井压力上升幅度小、采油井见效不明显的状况，注入井方案采取“周跟踪，月调整” ，井网加密后共调整方案 287井
7、次，占总井数的 382.67%，是历来所一 类PI1 43.8 50.7 56.9 50.1PI2 79.8 89.2 83.5 80.7PI3 28.2 33.3 41.2 35.9PI4 10.1 16.1 27.2 12.7PI1-4小 计 40.5 47.3 51.8 42.3PI5+6 57.7 72.4 66.8 61.5PI7 55.6 66.8 60.9 58.9PI5-7小 计 56.7 69.6 64.7 60.6合 计 44.0 54.8 60.7 56.4葡 一 组 油 层 井 网 加 密 前 的 钻 遇 率 、 聚 驱 控 制 程 度 及 连 通 状 况 统 计 表
8、表 2-4沉 积 单 元钻 遇 率 （ %） 一 类 连 通 率(%)河 道 砂 河 道 砂 +有 效 厚 度 1.0m非 河 道 砂聚 驱 控 制 程 度(%)有注聚区块中调整力度最大的区块。其中针对注聚初期注入粘度低，增加注入粘度，注入井调整 60井次，调整后，注入浓度由 948mg/l上升到1206mg/l，粘度由 15.7MPa.s上升到 24.8MPa.s；针对油层厚度大、渗透率高、连通状况好的井区，为促进油井见效调整了 116井次，调后配注增加了1662m3/d，实注浓度由 1030mg/l上升到 1228mg/l，注入压力上升了0.31MPa;针对油层厚度薄，渗透率较低、地层压力
9、较低的井区，为油井提压28井次，实注增加 393m3/d，注入压力从 11.21MPa上升到 11.58MPa，上升了 0.37MPa，周围 52口油井日增液 348 t，日产油、综合含水保持稳定，流压上升了 0.42MPa。2007年 9月 6日该区块改为清水配制、清水稀释 1900万的聚合物溶液，注入井相应调整 66井次，改清水稀释后，注入压力、注入浓度、粘度明显提高，注入浓度由 959mg/L上升到 1104mg/L，粘度由 25.1 MPa.s 上升到35.4MPa.s。与注污水时相比，注入压力由 11.55MPa上升 12.59MPa。2、开展分层注聚，减小层间矛盾针对层间渗透率级差
10、大于 2.0、层段油层有效厚度大于 3.0m、夹层厚度大于 1.0m的原则，选取 36口井实施分注。平均单井分注层段 2.1个，加强层配注强度 9.9m3/d.m，控制层配注强度 9.1m3/d.m，执行后注入压力上升了2.4MPa，6 口中心采油井含水由 90.5%下降到 87.1%，下降了 3.4个百分点。3、开展注聚过程中颗粒调剖，调整平面及层内矛盾针对油层条件好，一类连通比例大于 70%、吸入剖面不均匀，注入压力低于区块水平，注入强度大于全区平均水平、周围采油井含水级别高，差异大的8口井，于 9月 15日实施颗粒调剖，调剖后 8口井注入压力上升 2.6MPa，周围有 5口采出井很快见到
11、调整效果，平均单井日增油 4.2t, 综合含水下降了7.2个百分点。4、对潜力井及时放产针对见效好，产液量及含水下降幅度大，流压水平低的 7口油井进行了压裂。措施后平均单井产液 81.7t/d，产油 18.8t/d，综合含水 77.0，与压裂前相比平均单井增液 32t/d，增油 11.2t/d，含水下降 7.8个百分点。起到了较好的增油降水效果。5、实施注入井增注措施，改善注入状况结合霍尔曲线，对油层厚度大、连通好的 3口间注井实施表活剂解堵，措施后平均单井注入压力由 13.93MPa下降到 11.13MPa，下降了 2.8MPa，并且到目前实现了连续注入。6、问题井处理及时力度大针对区块加密
12、投产后出现的地面和泵况问题井，在厂各部门的高度重视和大力支持以及我矿的积极努力下，得到了及时有效的处理，从新井投产到目前已处理泵况问题井 82井次，其中 2008年一季度处理泵况问题井 18口，日恢复液 1578t，日恢复油 114t；调参 37井次，其中针对流压大于 6MPa的井上调 23井次。四、区块开发形势分析2008年北二东东块计划年产油 24.1104t，一季度核实年产油5.8624104t，年综合含水 91.29%。年注聚合物溶液 59.21104m3，年注干粉 684t。3月份，全区采油井开井 91口，目前日产液量 7116t，日产油量595t，综合含水 91.67%，产液指数
13、9.68t/d.MPa,采聚浓度 380mg/l，平均流压 5.18MPa，与注聚前相比，日产液量下降 150t，日产油量下降 132t，综合含水上升 1.37个百分点。与 2007年 12月相比，日产液增加 283t，日产油减少 47t，综合含水上升了 1.03百分点。目前区块平均日注入量 6543m3， ，注入压力 13.20MPa，注入浓度1203mg/L，粘度 41.7MPa.s，注入速度 0.159 PV/a ，视吸水指数6.61m3/d.MPa，与 2006年 12月相比，注入量、注入速度略有上升，由于3月份方案调整主要是以提高注入浓度为主，所以目前注入浓度与 2007年 12月相
14、比上升了 253 mg/L，注入压力上升 0.18MPa，与注聚前相比，注入压力上升 3.86MPa。因受前期注聚影响，北二东东块注聚后动态变化规律与其他注聚区块有所不同。具体表现在：92.7990.03 89.7489.9689.9989.45 88.9889.5190.0189.8989.9690.4290.6491.0291.291.678588919406.12 07.1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 08.1 2 3（ mg/l)综合含水 时 间 （ 年 ， 月 )（ 综合含水 时 间 （ 年 ， 月1、聚前压力较高，注污水阶段压力上升幅度不大,改注清水后压力进一
15、步上升由于注超高分子前置段塞和地下已有一定的存聚率的影响，北二东东块井网加密后注入压力与萨北开发区别的区块同期相比，该区块注聚前注入压力8.98MPa，处于较高水平，初期注入压力上升期仅仅持续一个月左右时间，之后注入压力在一直保持在 11.50MPa左右的水平，从污水稀释时注入压力分级来看，小于 12MPa的有 45口，12-13MPa 的有 15口，13-14MPa 的有12口。9月份改注清水稀释高分子聚合物后，注入压力小于 12MPa的只有 13口，12-13MPa 的有 24口，13-14MPa 的有 34口，大于 14MPa的有 4口，改注清水后注入压力上升比较快，目前注入压力达到 1
16、3.14MPa，与注聚前相比上升了 4.16MPa。随着注入压力的不断上升，北二东东块间注井数逐步增加，已有 19口井出现间注现象，占开井数的 26%。目前月出现间注井 11口。2、污水稀释时油层动用厚度相对较小，层间矛盾仍然突出统计注聚后 20口井吸水剖面，平均单井吸水厚度只有 7.0m，占全井射开厚度的 56.0%，相同用量下明显低于其它注聚区块，北二西东块吸水厚度比例为 71.4%，北二东西块吸水厚度比例为 60.3%，从不同沉积单元吸水状况看，主产层 P2 沉积单元相对吸水量最高，达到了 47.1%，注入量仍然主要集中在高渗透层。3、区块部分井区见到效果，整体综合含水略有上升从综合含水
17、变化曲线上可以看出，在注聚初期综合含水缓慢下降，从注聚前的 90.03%下降到 88.98%，这时含水下降大于 10%的有 12口，而含水上升 3个百分点的井有 25口，但从 8月中旬开始，综合含水开始缓慢上升，上升到目前的 91.67%，目前区块含水下降大于 10%的有 10口，而含水上升3个百分点的井却增加到了 38口。北二东东块井网加密后综合含水变化曲线受油层发育状况、聚驱控制程度、前期聚驱效果，结合新井投产后含水分布情况将区块分为六个区域，加密前聚驱控制程度低、用量小，见效差的I、II、 III区域井网加密后受效较好，共有油井 37口，见效井数 23口。加密前聚驱控制程度高、用量大、见
18、效好、处于含水回升期的、区域，井网加密后受效较差，共有油井 54口，见效井数只有 9口。通过以上分析可以看出，区块受效差的井数远大于受效好的井数，并且受效差的井含水回升速度很快，这两个原因是导致该区块含水居高不下的主要原因。介于北二东东块不同于其它注聚区块，井网加密后方案调整思路是分区域进行个性化调整，同时加强了油水井增产增注措施力度，来促进油井均匀受效 。 2008年方案调整主要从两方面进行考虑，一是让受效井继续受效，二是控制含水回升区域的含水回升速度。通过注水方案调整和油井措施力度，不同井区均见到了效果。下面我就把井网加密后分区域调整的情况、目前效果说一下。4、针对加密前聚驱控制程度低、用
19、量小，见效差的三个区域（I、II、III 区）方案调整主要是以提高注入强度和注入浓度为主，促进油井继续受效。这三个区域共有采油井 37口，注入井 33口，实施分注 13口，方案调整112井次。2008 年一季度共调整了 26口，其中为促进油井见效方案调整了15口， 调后配注增加了 243m3/d，实注浓度由 1093mg/l上升到1329mg/l，注入压力上升了 0.12MPa；为降低注入压力方案相应调整了 9口，另外介于该区域处于见效期的有利时机，对油井实施压裂 5口。目前这三个区域综合含水 88.24%，比注聚前下降 2.8个百分点，比2007年 12月下降 0.15个百分点。有 23口采
20、油井见到效果，占总井数的62.2%。注入强度由 7.9 m3/d.m上升到 8.7 m3/d.m，注入浓度由 932mg/l上升到 1157mg/l。5、针对加密前聚驱控制程度高、用量大、见效好、处于含水回升期的区域（、区） ，加密后调整思路是加大分注、调剖力度，采取高浓度注入来控制含水回升速度。这三个区域共有采油井 54口，注入井 42口，实施分注 23口，调剖 8口，方案调整 225井次。北二东东块分区见效情况统计表注聚前 2007.12 目前 差值类别 井数（口） 液（t）油（t）含水（）液（t）油（t）含水（）液（t）油（t）含水（）液（t）油（t）含水（）区 19 1911 182
21、90.50 1596 218 86.36 1675 225 86.54 79 7 0.18 区 13 1016 87 91.45 888 83 90.70 836 83 90.13 -52 0 -0.57 区 5 471 36 92.34 417 37 91.23 481 44 90.79 64 8 -0.44 小计 37 3398 305 91.04 2902 337 88.39 2991 352 88.24 90 15 -0.15 区 24 1755 226 87.10 1774 152 91.44 1843 140 92.42 70 -12 0.98 区 9 848 99 88.37 7
22、76 61 92.17 752 53 92.96 -24 -8 0.79 区 21 2036 207 89.83 1513 118 92.24 1810 137 92.46 296 19 0.22 小计 54 4639 532 89 4063 330 92 4404 329 93 342 -1 12008年一季度方案调整了 36口，其中针对这个区域含水回升过快的问题，采取高浓度注入 26口，调后配比由 1：3.7 提高到 1：3.1，实注浓度由1098mg/l上升到 1269mg/l，注入压力上升了 0.2MPa。目前这三个区域 54口采油井日产液 4404t，日产油 329t，综合含水 93
23、.0%，只有 9口采油井见效，占总井数的 16.6%，但含水回升速度由注污水时的 0.43%降低到0.15%。北二东东块分区调整工作量分区 总井数（口） 分注（口） 调剖（口） 压裂（口）2007 年调整（井次）2008 年调整（井次）调整合计（井次）井数比例（%）区 17 9 3 41 13 66 388.24 区 9 1 1 13 3 18 200.00 区 7 3 1 15 10 28 400.00 区 19 12 2 1 72 17 104 547.37 区 8 3 2 16 6 27 350.00 区 15 8 4 1 68 13 94 626.67 合计 75 36 8 7 225
24、 62 338 450.67 6、针对部分井区低压的状况，方案相应进行调整 8 口，从区块单井流压分级看，流压小于 4MPa的井有 28口，4MPa-6 MPa的井有 34口，大于 6 MPa的井有口 27口，其中液面在井口的有 14口。针对部分井区低压的状况，方案相应进行调整 8口， （其中 I、II 、III 区 2口，、区 6口） ，调后实注增加 120m3/d，注入压力从 11.77MPa上升到 12.08MPa，上升了 0.31MPa，周围 25口油井日增液 82t，日产油、综合含水保持稳定，流压上升了 0.51MPa。改善了薄差油层动用状况。北二东东块分区注入状况表注聚初期 200
25、7.12 目前分类 井数注聚前压力注聚压力注入量浓度粘度注聚压力注入量浓度粘度注入强度注聚压力注入量浓度粘度注入强度区 17 10.00 12.1 90 1003 24.2 13.11 93 924 36.4 8.2 13.23 98 1192 38.6 8.6 区 9 10.40 11.5 87 992 23.1 13.27 74 928 42.0 7.4 13.43 77 1129 32.5 7.7 区 7 10.10 11.8 87 978 22.7 12.34 90 946 40.0 7.9 12.63 109 1151 39.4 9.6 小计 33 10.17 11.8 88 991
26、 23.3 12.91 86 933 39.5 7.9 13.10 94 1157 36.8 8.7 区 19 11.80 12.4 79 943 19.2 12.74 83 991 41.3 7.4 13.00 95 1276 51.6 8.5 区 8 10.90 11.5 88 959 18.7 12.93 106 1030 47.5 8.1 13.17 115 1052 32.5 8.7 区 15 11.00 11.4 76 953 18.9 12.67 91 906 33.6 8.5 12.89 95 1237 39.2 9.0 小计 42 11.23 11.767 81 952 18
27、.9 12.78 93 975 40.8 8.0 13.02 102 1188 41.1 8.8 五、存在的问题及建议1、部分井区注入压力高，调整余地小，目前全区注入压力 13.20MPa，已有 11口间注井，2 口未转注井，从目前该区块对 3口注入井进行解堵效果看，效果不错，建议对这 11口间注井采取解堵措施， 2口未转注井也尽快采取措施，来改善区块的注入状况。2、目前区块小于 12MPa的井有 9口，建议对有压力调整余地的井提高注入浓度，进一步促进区块见效。3、建议对含水上升大于 5个百分点的 24口采油井周围注入井采取高浓度注聚，控制该区块的含水上升速度。4、目前区块有 12口油井存在泵
28、况问题，日影响液 608.5t，日影响油36.6t，影响区块井网完善和产能挖潜。北二东东块聚驱泵况问题井统计表正常时 问题时 影响序号队别 井号 问题时间问题分类关井日期 液 油 含水 液 油含水 液 油备注1 207 2-D4-SP072 2008-2-28 断脱 41.6 2.6 93.8 0.0 0.0 0.0 41.6 2.6 2 207 2-6-SP066 2008-3-11 断脱 2008-3-11 118.6 3.3 97.2 0.0 0.0 0.0 118.6 3.3 3 209 2-6-P064 2008-3-11 断脱 2008-3-11 149.8 4.6 96.9 82
29、.9 2.6 96.9 66.9 2.0 4 209 2-4-P62 2008-3-20 漏失 54.9 6.2 88.7 24.2 2.0 91.6 30.7 4.2 5 209 2-D6-P063 2008-3-31 断脱 2008-3-31 153.7 5.4 96.5 129.6 3.8 97.1 24.1 1.6 6 209 2-D4-P062 2008-4-1 断脱 2008-4-1 101.5 8.1 92.0 68.1 4.8 93.0 33.4 3.3 7 207 2-6-SP067 2008-4-14 漏失 112.6 10.4 90.8 84.1 5.8 93.1 28.
30、5 4.6 8 207 2-6-P068 2008-4-14 漏失 2008-4-14 65.0 9.0 86.1 43.3 5.9 86.3 21.7 3.1 9 207 2-J6-P069 2008-3-17 漏失 70 8.2 88.2 49 6 87.7 21.2 2.2 12 209 2-5-P085 2008-4-14 漏失 93 4.4 95.3 30 3 95.2 63.3 1.2 合计 608.536.6 5、建议针对见效好，产液量及含水下降幅度大，流压水平低的 6口油井采取压裂措施，放大生产压差，促进区块见效。北二东东块聚驱压裂潜力井表目前产量序号 井号 井别 砂岩(m)有
31、效(m)地层系数(m2m) 日产液 (t/d) 日产油 (t/d) 含水 (%) 流压(MPa) 液面 (m) 采聚浓度 (mg/l)1 B2-D4-P066 抽 17.9 13.3 6.936 41 10 75.12 3.03 762 892 B2-4-P066 抽 15.2 11.0 5.027 77 13 82.9 2.95 730 2503 B1-1-P065 螺 13.5 9.9 4.919 68 7 89.2 5.2 370 6984 B2-5-SP093 抽 16.8 12.1 3.431 82 9 89.06 4.3 638 2715 B2-6-P068 抽 17.6 10.2 3.530 54 7 86.59 3.7 633 1716 B1-D1-SP067 抽 23.1 16.2 7.052 65 9 86.1 3.76 669 312
