汪 萍，常毓文，唐 瑋，胡丹丹

(中油勘探開發(fā)研究院，北京 100083)

聚合物驅油后提高采收率優(yōu)化研究

汪 萍，常毓文，唐 瑋，胡丹丹

(中油勘探開發(fā)研究院，北京 100083)

喇薩杏油田聚合物驅油后進入后續(xù)水驅階段的油藏逐年增多，在分析聚合物驅油區(qū)塊現狀和進一步提高采收率潛力的基礎上，明確剩余油分布特征及進一步提高采收率挖潛思路。以北一區(qū)斷東中塊典型區(qū)塊為例，研究了層系、井網重構和頂部水平井挖潛的可行性，提出聚合物驅油后現場試驗方案，預計方案實施后可提高采收率5個百分點。

聚合物驅油;提高采收率;優(yōu)化研究;剩余油;喇薩杏油田

引 言

大慶油田經過“九五”攻關，聚合物驅油技術在喇薩杏油田已經推廣應用10 a，取得重大突破，動用石油地質儲量已達5.7×108t，最終采收率為50% ～55%［1－8］，較水驅提高采收率10個百分點以上。近年，進入后續(xù)水驅階段的區(qū)塊逐年增多，截至2007年底已達14個，剩余石油地質儲量為2.48×108t，目前這些區(qū)塊綜合含水多在98%左右，絕大多數生產井高含水關井。從油層動用情況看，聚合物驅油后仍有25%左右的厚度動用程度較低，動用較差的未水淹層主要分布在厚油層頂部、層內物性較差部位及注采分流線位置。由于聚合物驅油后剩余油分布高度零散，依靠原井網后續(xù)水驅提高采收率有限，而且開采成本高，經濟效益差，對這部分儲量進一步提高采收率具有重要意義。

1 聚合物驅油后提高采收率挖潛思路

1.1 聚合物驅油后剩余油分布特征及潛力

根據主力油層水洗狀況分析可知，主力油層聚合物驅油后剩余潛力主要包括2類:一是水洗層內的剩余油，二是未水洗層內的剩余油［9－13］。其在縱向和平面上的分布具有以下特點:

(1)主力油層聚合物驅油后，水洗層內仍然存在大量剩余油。根據9口檢查井資料統(tǒng)計，聚合物驅油后剩余潛力分布相對集中，主要分布在有效厚度大于4 m的厚油層中，剩余儲量占總剩余儲量的83.2%;剩余可動用儲量主要集中在中弱水洗段內，占總可動用儲量的80.0%。說明聚合物驅油后應努力提高厚油層內中弱水洗段的驅油效率。

(2)主力油層聚合物驅油后，未水洗層仍存在部分未動用剩余油。統(tǒng)計9口聚合物驅油檢查井，主力油層中未水洗厚度共有17.14 m，占總有效厚度的11.4%。這類剩余油總量相對較小，分布零星且復雜。未水洗厚度中，51%的厚度分布在有效厚度大于4 m的厚油層上部，厚油層下部所占比例較小(6%);43%的厚度分布在有效厚度小于4 m的薄油層中。絕大多數未水洗層段均處于層內非均質物性變差部位，空氣滲透率均小于0.6 μm2。這些部位的剩余油需要采取強化措施才能驅替動用。

(3)聚合物驅油后，平面剩余油主要分布在生產井附近和原聚合物驅油井網的分流線部位。根據2005年10月喇嘛甸油田西北塊在注采主流線不同位置打的2口密閉取心井資料分析，距注入井160 m的喇6－檢2331井采出程度只有43.0%，而距注入井只有80 m的喇6－檢2334井的采出程度卻高達54.5%，兩者相差11.5個百分點。利用北一區(qū)斷東中塊薩Ⅱ10－薩Ⅲ10二類油層聚合物驅井網，分析葡一組油層聚合物驅油后主流線與分流線的剩余油分布情況。由對比結果可知，葡一組油層聚合物驅后分流線部位的剩余油明顯高于主流線部位，其中聚合物驅油后分流線的含油飽和度比主流線高2.5個百分點左右，其中河道砂高2.0個百分點，非河道砂高3.5個百分點。

1.2 聚合物驅油后提高采收率挖潛思路

聚合物驅油后剩余油分布高度零散，依靠原井網后續(xù)水驅提高采收率有限，而且開采成本較高，經濟效益差［14－16］。目前，聚合物驅油后進一步提高采收率技術研究取得了一定的進展，見到初步效果，但沒有形成可大面積推廣應用且成熟配套的挖潛技術?？紤]到北一區(qū)斷東區(qū)塊葡Ⅰ組井網未被二類油層利用，且聚合物驅油前后新老井對比資料豐富，選擇已進入后續(xù)水驅的典型區(qū)塊作為解剖區(qū)進行聚合物驅油后提高采收率優(yōu)化研究。

北一區(qū)斷東薩葡油層1960年投入開發(fā)，先后部署5套開發(fā)井網。至2007年底，共有油井272口，注水井191口，井網密度為150口/km2，但葡Ⅰ組油層射開井81口，井網密度為30口/km2，目前的聚合物驅油井網注采井距為250 m，仍具有進一步加密的潛力。

由于北一區(qū)斷東中塊各沉積單元間油層發(fā)育狀況和物性存在差異，聚合物驅油后各沉積單元采出程度差異較大，葡Ⅰ2層動用程度明顯高于其他層，采出程度達到54.8%，葡Ⅰ3層次之，采出程度為49.2%，其他層動用情況相對較差。因此，須考慮分層開發(fā)，從而降低層間干擾，進一步改善開發(fā)效果。

根據上述分析及剩余油分布特點，建議利用水平井和井網重構挖掘厚油層頂部和分流線部位的剩余油，重新組合開發(fā)層系，重新構建井網系統(tǒng)，利用水平井和直井相結合的調整方式，并與其他化學驅提高采收率相結合的方法解決問題，開展聚合物驅現場試驗。

2 聚合物驅油后挖潛方式論證及優(yōu)化

2.1 分層開發(fā)的可行性

北一區(qū)斷東中塊葡Ⅰ2鉆遇厚油層有效厚度為4.15 m，剩余石油地質儲量為66.3×104t，河道砂厚度為3.63 m，占厚油層的87.5%。葡Ⅰ1、3－7鉆遇厚油層有效厚度為5.85 m，剩余石油地質儲量為100.5×104t，河道砂厚度為3.34 m，占厚油層的57.1%，其中葡Ⅰ3－7有效厚度不小于3 m的井點大面積分布，比例為80.2%。將物性最好的葡Ⅰ2單獨組合為1套層系，葡Ⅰ1、3－7組合為1套層系，能夠滿足一定儲量和厚度的需要，具有分層系開采的物質基礎。

從葡Ⅰ組油層各沉積單元隔層發(fā)育狀況看，葡Ⅰ1單元和葡Ⅰ2單元之間的隔層最好，隔層厚度大于1 m的占92.6%，葡Ⅰ2單元和葡Ⅰ3單元之間的隔層穩(wěn)定性較好，厚度大于1 m的隔層井點占71.5%，比較穩(wěn)定。葡Ⅰ3－7各沉積單元之間的隔層均不穩(wěn)定，厚度大于1 m的隔層比例均低于50%，其中葡Ⅰ3單元和葡Ⅰ4單元之間隔層最差，厚度大于1 m的隔層比例僅占30%。根據隔層分布狀況，葡Ⅰ2與上下單元間隔層穩(wěn)定性好，不會造成2套層系間干擾，具備分層系開采的必要條件。

葡Ⅰ組油層各沉積單元間存在嚴重的層間干擾，特別是葡Ⅰ2層物性明顯優(yōu)于其他層，葡Ⅰ2滲透率為0.815 μm2，而其他層平均滲透率為0.499 μm2。檢查井取心結果表明，葡Ⅰ1－7油層變異系數為0.717，葡Ⅰ1、3－7油層變異系數為0.461，葡Ⅰ組層系細分后葡Ⅰ1、3－7油層非均質性減小。

運用數值模擬方法進行分層系開發(fā)效果預測。從表1中可見，目前井網分層系開發(fā)可提高采出程度1.00%，150 m分層系條件下開發(fā)效果最好，因此葡Ⅰ組分層系開發(fā)可行。

表1 分層系開發(fā)效果對比

2.2 葡Ⅰ2層厚油層頂部水平井挖潛適應性分析

從斷東砂體類型來看，屬于水上砂體沉積的單元有葡Ⅰ1、葡Ⅰ2，其中僅葡Ⅰ2屬于曲流河點壩砂體，側積夾層發(fā)育。從河道砂鉆遇率來看，葡Ⅰ2單元達到較高水平，在85%以上，連續(xù)性較好，平均單井河道砂有效厚度達到3.5 m以上，大面積區(qū)域厚度在4 m以上;從層間隔夾層分布狀況看，葡Ⅰ2頂低部均有大面積分布的穩(wěn)定隔夾層，有利于控制含水;葡Ⅰ2頂部未水淹、低水淹及中水淹平均有效厚度可達到2.5 m，平均含油飽和度在50%左右，達到部署水平井的技術經濟界限［17］。綜上研究，葡Ⅰ2單元作為水平井開采目的層位合適。

水淹層資料統(tǒng)計和分析結果表明，葡Ⅰ2油層剩余可動油儲量為18.67×104t，考慮到單層厚度大于4 m及未水淹、低水淹和中水淹作為水平井挖潛對象，以未水淹、低水淹和中水淹的可動油儲量作為增儲潛力，預計開展水平井聚合物驅最終可提高采收率8個百分點左右。

依據上述水平井經濟技術政策界限，在葡Ⅰ2層A、B、C和D 4個點壩中篩選滿足條件的點壩部署水平井(表2)?？紤]聚合物驅油后水平井挖潛風險大，推薦含油面積和剩余儲量較大的A點壩開展水平井挖潛試驗，待水平井見效后可考慮在B點壩利用水平井挖潛，C和D點壩的剩余可采儲量低于界限值，推薦采用側鉆水平井挖潛。

表2 葡Ⅰ2油層各點壩油藏參數對比

2.3 葡Ⅰ1、3－7油層井網重組

2.3.1 不同井距對砂體的控制程度

為分析不同注采井距與砂體的匹配關系，對試驗區(qū)150、175、250 m井距的井網、有效厚度大于1 m砂體水驅控制程度進行分析。從表3可以看出，注采井距由250 m縮小到175、150 m后，聚合物驅油控制程度多向連通有效厚度分別由33.6%提高至44.1%、57.2%，分別提高10.5、23.6個百分點，表明隨著注采井距縮小，聚合物驅油控制程度提高，為二次注聚擴大波及體積、提高采收率奠定了基礎。

表3 不同井距對有效厚度不小于1.0m油層控制程度統(tǒng)計結果

2.3.2 不同井距提高采收率

試驗區(qū)數值模擬預測二次注聚不同井距提高采收率程度。隨著井距縮小，采收率提高。井距縮小至175 m后，采收率提高幅度不大。150 m井距二次注聚階段提高采收率5.8個百分點，較175 m井距二次注聚階段提高采收率0.2個百分點，較原聚合物驅油250 m井距二次注聚合物驅油增加2.2個百分點，因此175 m井距比較合適。

2.4 方案部署及效果分析

葡Ⅰ1、3－7油層井網部署方案。原聚合物驅油井間分流線上鉆新井，形成新的注采井網(175 m)，原聚合物驅油井網注入井不變，采出井全部轉為注入井，然后加密在分流線上的井，使分流線變成主流線，形成注采井距為175 m的小五點法面積井網。

葡Ⅰ2油層水平井布井方案。垂直側積夾層方向，在頂部剩余油富集部位設計水平井井位，為東北—西南向，平行于原注采井排。設計水平采油井4口，利用7口葡I1、3－7層系聚合物驅油注入井完善注采關系。由于井網密度大，考慮合理避讓地面設施及現有井網，設計軌跡時對水平段進行適當調整，設計水平井水平段長度為150～170 m，水平井井距為140～170 m，注采井距為180～300 m。

根據部署，北一區(qū)斷東中塊在2009年1月開始空白水驅，2010年1月注高濃度聚合物段塞。根據數值模擬預測，葡Ⅰ1、3－7油層二次注聚開發(fā)至含水98%時，階段采出程度為5.62%，階段產油量為12.4×104t。2010年葡Ⅰ2油層水平井轉聚合物驅后至含水98%時，階段采出程度為7.8%，階段產油量為3.9×104t。綜合分析，試驗區(qū)采收率可提高5.0個百分點左右，經濟效益較好。

3 結論

(1)在充分認識北一區(qū)斷東中塊現井網、層系狀況及剩余油分布的基礎上，提出聚合物驅油后按照井網、層系重構和頂部水平井部署等挖潛思路。將北一區(qū)斷東中塊的葡Ⅰ1－7層系細分為2套層系，其中葡Ⅰ2單元主要針對層內矛盾，在層內頂部剩余油富集區(qū)以水平井挖潛，葡Ⅰ1、3－7單元進行井網加密。

(2)通過聚合物驅油后層系重組、水平井和直井聯(lián)合井網系統(tǒng)的進一步挖潛方式，北一區(qū)斷東中塊預計提高采收率5個百分點。該研究思路、技術方法和即將實施的試驗區(qū)具有積極的示范作用和廣泛的推廣價值，也將為大慶油田實現穩(wěn)產提供重要的支撐。

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EOR optimization after polymer flooding

WANG Ping，CHANG Yu－wen，TANG Wei，HU Dan－dan
(Research Institute of Petroleum Exploration＆Development，PetroChina，Beijing100083，China)

After polymer flooding in the Lasaxing oilfield，more and more reservoirs have entered subsequent water flooding stage．This paper analyzes the current status of polymer flooding blocks and the potential of improving recovery factor，and determines the distribution of remaining oil and the way of improving recovery factor after polymer flooding．Taking a typical block in the middle block of the North 1 area as an example，this paper researches the feasibilities of layer series and well pattern rearrangement and placing horizontal well in top reservoir，proposes a plan of field test after polymer flooding，and it is anticipated that there will be a 5%increase in recovery factor after implementation of the plan．

polymer flooding;EOR;optimization;remaining oil;Lasaxing oilfield

TE341

A

1006－6535(2011)04－0073－04

20100901;改回日期20100925

國家油氣重大專項43項目01課題“我國大油氣區(qū)分布、富集規(guī)律與重點目標區(qū)的評價”(2008ZX05043－001)

汪萍(1985－)，女，2008年畢業(yè)于大慶石油學院石油工程專業(yè)，現為中國石油勘探開發(fā)研究院在讀碩士研究生，主要研究方向為油氣藏工程。

編輯 姜 嶺