二类油层聚驱产液量下降幅度和影响因素研究.doc

二类油层聚驱产液量下降幅度和影响因素研究 　　[摘 要]在聚驱开发过程中，在单井及区块见到聚驱效果时，产液量都会有不同程度的下降，但各个区块及单井产液量下降幅度差异很大，导致增油效果、低含水期持续时间差异较大。通过与一类油层聚驱对比及统计二类油层高浓度聚合物驱注采状况，分析认为，二类油层聚驱产液量下降幅度的大小与累积注采比、油层注入体系、油层渗透率等因素密切相关。 [关键词]高浓度聚合物驱 产液量下降 注采比 聚合物溶液浓度 中图分类号：TE357.46 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）01-0299-01 二类油层投入聚驱开发5年来，取得了较好的开发效果，但从含水回升期的北北块一区及低含水稳定期的北东块一区开发效果来看，见效后部分井产液量下降幅度过大。从与一类油层对比来看，一类油层葡Ⅰ1-2油层采用普通中分聚合物，平均注入浓度在1200mg/L左右，见效后产液量下降幅度为26.7%，而二类油层采用2500万分子量聚合物，平均注入浓度在1800mg/L左右，二类油层全面推广高浓度聚合物驱，见效后产液量下降幅度较大，达到了40.2%，远高于一类油层，严重影响了增油效果及低含水持续时间。通过对二类油层聚驱井组统计分析，找到聚驱见效阶段产液量下降变化规律及影响因素，为二类油层聚驱注入参数的调整及油井措施的制定提供一定的指导和借鉴意义。 1、产液量下降幅度与累积注采比的关系 注采平衡是保证聚驱开发效果的前提，比较合理的开采模式是要采取以注定采的原则，因此，区块确定一个合理的注入速度或者注采比对于区块整体的开发效果是非常重要的。 注采比大于1的区块注采压差大，为形成有效驱动提供了所需的压力系统。投产之后注采比一直保持在1.13左右的气顶注聚障试验区和南中东一区注采压差在17.5MPa左右，而北北块一区和北东块一区由于注入困难井多、进入含水下降期对部分井采取提液措施，使得注采比一直小于1，注采大压差在15.0MPa左右，比气顶注聚障试验区和南中东一区低2.5MPa左右，区块驱动压差小。在注入量不够的前提下，无法形成有效的压力驱动，中低渗透层没有得到较好的动用。 注采比大于1的区块产液量下降幅度小，在25%左右，而注采比小于1的区块产液量下降幅度大，在45%左右。见效后含水下降期相比，注采比大于1的气顶缓冲区日产液由注聚前的35t下降到26 t，下降幅度24.9%；南中东一区指数从注聚前的42 t下降到32 t，下降幅度25.5%。注采比小于1 的北北块一区产液量由注聚前的61t下降到33t，下降幅度45.8%；北东块一区产液量由注聚前的56t下降到30 t，下降幅度46.2%。 从井组注采比与产液量下降幅度关系看，目前二类油层高浓度聚合物驱注采比在1.0～1.2之间产液量下降幅度较小。注采比小于0.8的井组见效后产液量下降幅度达到了56.3%；注采比在0.8～1.0之间的井组产液量下降幅度为47.5%；注采比在1.0～1.1之间的井组产液量下降幅度27.5%；注采比在1.1～1.2之间的井组产液量下降幅度24.5%；注采比大于1.2的井组产液量下降幅度22.0%，注采比大于1.2产液量下降幅度变化不大。 为此，二类油层高浓度聚驱过程中，为形成有效的压力驱动及防止见效后产液量下降幅度过大，注采比需保持在1以上，在注采比合理范围内，研究产液量下降幅度变化规律及影响因素。 2、产液量下降幅度与聚合物溶液浓度的关系 高浓度聚合物驱方案设计时，根据注入井全井渗透率，对单井注入浓度进行了个性化设计，但从目前驱替效果看，在渗透率相近的条件下，高浓度聚合物溶液对中低渗透层不适应，导致注入压力升高、油井产液量下降，增油效果变差。 随着地下存聚率的提高，聚合物溶液向中低渗透率层转移，由于中低渗透层渗流速度慢，供液能力变差，无法形成及时有效的产量接替，导致产液量下降。在油层渗透率（0.6μm2左右）、油层发育厚度相近的条件下，注入浓度越高，产液量下降幅度越大。 3、产液量下降幅度与油层渗透率的关系 二类油层高浓度聚合物驱呈明显的分段见效特征，当高渗透层采出程度较高后，聚合物溶液向中低渗透部位转移，由于中低渗透层聚合物溶液运移速度慢，导致产液量下降。 3.1 渗透率级差越大，高渗透层聚合物溶液前缘推进速度快，见效后产液量下降幅度越大 从渗透率级差较小井组见效后产液量下降幅度看，产液量下降幅度较小。渗透率在0.8μm2以上，注入浓度2000mg/L～2500mg/L的井组见效后产液量下降幅度29.5%；渗透率在0.6μm2～0.8μm2，注入浓度1800mg/L～2000mg/L的井组见效后产液量下降幅度31.2%；渗透率在0.4μm2～0.6μ