孤东 [孤东油田二区注聚驱油见效情况分析].docx

孤东 [孤东油田二区注聚驱油见效状况分析]

　　摘 要：本文结合孤东油田二区注聚区地质特性、注聚项目方案，对矿场实际注采状况和见效特点进行动态分析，系统分析总结二区注聚区单元见效规律和单井见效规律，在对见效井组和不见效井组进行因素分孤东 [孤东油田二区注聚驱油见效状况分析]

　　摘 要：本文结合孤东油田二区注聚区地质特性、注聚项目方案，对矿场实际注采状况和见效特点进行动态分析，系统分析总结二区注聚区单元见效规律和单井见效规律，在对见效井组和不见效井组进行因素分析的基本上，提出见效井组和不见效井组相应优化和治理建议性措施，并给出相应分析。
　　核心词：孤东油田；二区注聚区；见效状况；分析
　　1 二区基本概况
　　地质特性
　　孤东二区在孤东披覆构造西翼北端，以孤东13断层和以东的六区及以南的三区为界。在地层对比的基本上，把孤东二区馆上段划分为五个砂层组，其中42、45、53、54、55、61、62等7个小层为主力小层。孤东二区注聚区面积，入选储量1039x104t，孔隙体积1710x104m3。设计注聚井51口，受益生产井91口。
　　构造特性
　　孤东油田二区在孤东披覆构造西翼北端。边界有两条断层，孤东13断层是二区和六区及三区的分界断层，落差9-78m，北西倾；GD69-GD70断层是二区和一区的分界断层，落差12-37m，东倾。构造形态为接近分界断层部位高、边部低，南部高北部低，东部高西部低。
　　沉积特性
　　孤东油田二区馆上段储层有两种沉积相模式，Ng上541如下和Ng上6砂组为辨状河沉积，Ng上11+2-Ng上532砂组的上部为曲流河沉积。
　　储层特性
　　取心井岩样分析表白，孤东油田馆二区上段油层核心为细砂岩、粉细砂岩，另一方面为中细砂岩和粉砂岩。总的来说，孤东油田二区馆上段岩石结构成熟度和成提成熟度较低。二区油层为河流相沉积，垂向上以正韵律为主，孔隙度大、渗入率高、胶结疏松，非均质严重，渗入率变异系数 。
　　2 注聚效果评价
　　注入特性分析
　　压力变化符合聚驱规律并趋于平稳
　　注入聚合物溶液后，由于增长了注入液的粘度及聚合物在油层孔隙中的吸附、捕集，使流体在地层中的渗流阻力增长；由于聚合物注入初期，注入井周边油层的渗入率下降较快，导致初期注入压力上升快，当近井地带油层的吸附捕集达到平衡时，渗流阻力趋于稳定，注入压力亦趋稳定或缓慢上升。注聚初期压力上升速度较快，形成稳定段塞，为全面见效奠定了坚实的基本；第一段塞注入后压力趋于稳定，注入第二段塞初期随着注入浓度的减少压力略有下降，后期通过一系列的调节压力稳步上升。后期压力趋于稳定，符合聚驱规律，目前注入压力仍保持，段塞保持较好的稳定性。
　　霍尔曲线斜率变大，增强了渗流阻力
　　通过二区注聚区阻力系数变化曲线看出：高峰期二区的阻力系数，同孤东其他三采单元相比较高，同步也反映出二区主力段塞的形成好于其他单元，聚合物的驱替作用得以充足的发挥，扩大波及体积。目前二区的阻力系数，和高峰期对比略有下降，但仍保持较高水平。
　　图1 二区注聚区阻力系数变化曲线
　　注入较均衡，局部存在高压井区及部分低压井
　　二区注聚油压分级表表白:，单元注入较均衡，平均注入压力。不不小于10MPa低压井2口：GO2-16-60累积注入低；GO2