聚驱阶段流压界限分析及压裂层段优选

李国新

中国石油大庆油田有限责任公司第五采油厂地质研究所（黑龙江大庆 163513）

聚合物驱（以下简称聚驱）作为最主要的化学驱提高采收率方法，在矿场上已经得到广泛应用[1]。在聚驱开发过程中，注采压差的大小影响聚驱的开发效果，如何利用流压值来提高聚驱效果是聚驱开发的工作重点。林德章[2]对于流压的研究主要根据聚合物驱油机理研究聚驱不同开发阶段的合理压力系统。殷代印等[3]虽提出了分阶段调整压力系统改善油层动用程度，但研究对象是均质的概念模型，不能全面指导非均质油层。聚驱开发的二类油层（河道钻遇率20%～60%，单层碾平有效厚度大于1 m，有效渗透率250×10-3～350×10-3μm2）具有河道砂发育规模小、层数多、单层厚度薄，平面及纵向非均质严重的特点[4-6]。在改善聚驱开发效果上，很多学者做了研究，其中张晓芹[7]总结了细分层系，缩小井距，完善注采系统以及优化注聚方案等方式。本文以二类油层A 块为例，根据油层发育特征及动态变化，研究分类井不同注聚阶段的合理流压界限，并对压裂时机和压裂层位研究论证，为后续推广的聚驱区块提供开发管理经验。

1 区块概况

聚驱A 块采用五点法面积井网开采，注采井距120 m，平均单井射开砂岩厚度12.12 m，有效厚度8.20 m，平均渗透率316×10-3μm2，渗透率变异系数0.739，非均质性严重。目前区块处于含水回升后期，已累计注入聚合物溶液748.39×104m3，注入地下孔隙体积的0.875倍，阶段采出程度11.63%，阶段提高采收率11.02%。

2 分类井划分

关于流动压力对驱油效果的研究，候雨辰等[8]认为流压调整需要考虑聚驱油墙富集和层内物性等因素的影响。基于这一理论，本文利用井间剖面沉积相控制的方式优化河道砂连通厚度比例，结合平面注采关系，以采出井为中心划分3种类型井，见表1。I类井以1类河道发育为主，占比40.5%，具有发育连通好、纵向厚度大的特点；II类井以1、2类河道发育为主，占比43.5%，具有发育连通较好、层数多的特点；III 类井以3、4 类河道发育为主，占比42.1%，具有发育连通差的特点。

表1 不同井组类型静态数据对比

3 不同注聚阶段合理流压的确定

在把控分类井不同注聚阶段动态特征的基础上，按照“注聚初期调整注入压力、含水下降期提高油层动用、含水低值期保持注采能力、含水回升期控制含水回升速度”的思路，确定不同类型井的合理流压界限。

3.1 注聚初期合理流压

在注聚初期，注入端通常采用注入高黏聚合物溶液作为前置段塞来封堵高渗透层，驱替前缘可形成高饱和度油墙，从而起到扩大波及体积的作用[9]。结合已开发聚驱区块经验，注聚初期的含水低值时间应保持在8 个月以上才能保证初期吨聚增油效果，以8 个月为受效临界点论证合理流压界限。不同类型井组的含水低值时间随着流压值的增大呈先上升后下降的趋势，如图1 所示。其中，I 类井合理流压界限5.5～7.2 MPa，最佳流压6.4 MPa；II 类井合理流压界限4.5～7.6 MPa，最佳流压5.3 MPa；III 类井合理流压界限3.5～5.5 MPa，最佳流压4.3 MPa，含水低值时间长达12 个月，含水低值时间波动较大。聚驱开发过程中，合理的聚合物用量直接关系聚驱提高采收率的大小和经济效益[10]，为防止聚合物沿高渗透层突破，实现扩大波及体积的作用，采出端应控制采液速度，减小注采压差，保持较高流压水平生产。

图1 不同分类井流压与含水低值时间

3.2 含水下降期调整对策

随着聚合物的注入，高渗透层渗流阻力增大，聚合物溶液开始进入低渗透层[11]，部分井组见到驱油效果，但含水降幅存在一定差异。一是流压高含水降幅小，平面上采出井发育差而连通注入井发育好，受注采关系影响，聚合物溶液能顺利注入但很难驱替同一井组采出井的剩余油。只有对采出井实施压裂措施，才能提高注采井组间的渗流能力，保证采出井及时见到聚驱效果。二是流压低含水下降幅度小，平面上采出井发育好而连通注入井发育差，聚合物溶液很难注入或者注入水平低，驱替前缘的油墙未形成或形成差，只有对注入井实施压裂措施改造，建立注采关系，提高注入能力，保证采出井按时见到聚驱效果。

3.3 含水低值期合理流压

由于聚合物的增黏、吸附、捕集作用，使高渗透层的相渗透率下降，流体黏度增加，阻力系数增加，中、低渗透层剩余油富集区将得到有效动用，在含水变化曲线上出现最大降幅点，如图2 所示。I 类井的含水最大降幅整体高于II 类井，两者的趋势基本一致。I 类井流压5.2 MPa 时，含水最大降幅为18 %；II 类井流压5.0 MPa 时，含水最大降幅为15 %；III 类井流压4.3 MPa 时，含水最大降幅为17%，高于II 类井。除III 类井外，流压越高，含水下降幅度越小。不同类型井的累计增油与最大含水降幅的趋势基本一致，说明整体受效时间基本同步，累计增油效果排序为I 类井＞II 类井＞III 类井。

图2 不同分类井不同流压与含水最大降幅、累计增油

为保证含水低值阶段的采液能力，流压水平不宜过低，若流压水平过低，注采压差将增大，渗流能力增强，采出液中聚合物的浓度将增加，造成抽油机的负荷增大，采出井会出现结蜡、杆断、泵漏的问题，降低抽油泵的使用寿命[12]。结合已开发聚驱区块经验，流压小于3 MPa 的抽油机井抽油泵损坏的井数占总检泵井数的45%。为保证抽油泵正常运转，含水低值期分类井的合理流压界限应控制在3.0～6.0 MPa。针对流压低于3 MPa的井根据注采连通关系及时进行压裂措施改造。

3.4 含水回升期合理流压

含水回升期，流压越高，含水回升速度越慢，如图3所示。I类井流压4.8 MPa、II类井流压4.3 MPa、III 类井流压3.9 MPa 时，含水回升速度最快。为有效控制含水回升速度，防止聚合物过早突破，保证注采能力，不同类型的采出井需采取间抽或调小抽汲参数的方式保持高流压生产。一旦出现聚合物浓度突升的情况，要通过产液剖面，判断突破层位，及时进行堵水，进而驱替低含水层段的剩余油，提高聚驱效果。

图3 不同分类井不同流压下流压变化

3.5 压裂时机和压裂层段优选

关于聚驱油层改造时机的研究，候雨辰等[13]认为采出井的压裂时机应结合单井注入的聚合物用量。但从矿场应用效果看，压裂时机的确定还应结合井组间的注采连通关系以及动态变化特征。结合不同阶段合理流压界限，重新优化分类井的压裂模式，见表2。含水下降期的压裂层段以3、4类河道发育为主，且流压小于4 MPa，产液降幅大于30%的井；含水低值期的压裂层段以1、2类河道发育的中、低渗透层为主，且流压小于3.5 MPa，产液降幅大于30%，采聚浓度小于400 mg/L及断层或区块边部剩余油多的井；含水回升期的压裂层段以1、2类河道发育中的薄差层及动用差层为主，且流压小于3 MPa，采聚浓度小于500 mg/L的井。在压裂选井上要结合井组注入压力水平，注入压力越高，在一定程度上表明油墙形成的越厚，采出端压裂后的效果越好。

表2 不同发育类型井压裂模式

4 开发效果对比

不同分类井压裂后采液指数均呈先上升后下降的趋势，如图4所示。I类井压裂后的采液指数上升84.7%，升幅最大，说明采液能力提升最快，随着采出时间的延长，采液指数逐步下降，下降幅度的快慢反映了压裂有效时间的长短。I类井采液指数下降到0.85 t/（d·MPa），仍高于压裂初期水平，下降幅度最小，压裂有效期最长，达13个月；II类井在压后的第11个月，采液指数下降到初期水平；III类井采液指数下降最快，压裂有效期最短，仅9个月。将分类井的合理流压应用到区块的开发调整和压裂措施改造工作中，预测聚驱阶段的采出程度高于数模0.5%。

图4 压裂井采液指数曲线

5 结论与认识

1）二类油层在聚驱开发过程中，不同类型井的动态变化特征研究表明：注聚初期I 类井合理流压界限5.5～7.2 MPa，II 类井合理流压界限4.5～7.6 MPa，III 类井合理流压界限3.5～5.5 MPa；含水低值期合理流压界限应控制在3.0～6.0 MPa，不同类型井的累计增油与含水最大降幅的趋势基本一致，I类井的累计增油效果要好于II、III类井；含水回升期的流压越高，含水回升速度越慢，因此，采出井应保持较高流压生产，控制含水回升速度。

2）通过对不同发育类型井的压裂层段优选，能够延长压裂井的有效期，提高聚驱压裂效果。压裂层段选择上，含水下降期以压裂3、4类河道为主，全井压裂，实现压裂促效；含水低值期以压裂1、2类河道的中、低渗透层为主，实现压裂增效；含水回升期以压裂1、2 类河道中的薄差层及动用差层为主，实现压裂提效。