李長宏 （中石化河南油田分公司開發(fā)事業(yè)部，河南南陽473132）

下二門油田核二段Ⅱ油組普通稠油油藏二次聚合物驅(qū)實(shí)踐與認(rèn)識(shí)

李長宏 （中石化河南油田分公司開發(fā)事業(yè)部，河南南陽473132）

下二門油田核二段Ⅱ油組屬于普通稠油油藏，油層厚度薄、非均質(zhì)嚴(yán)重、地下原油粘度大。經(jīng)過20多年的水驅(qū)、聚合物驅(qū)及后續(xù)水驅(qū)開發(fā)后，油藏采收率低、采油速度低、采出程度低、綜合含水高，開發(fā)效果逐年變差。二次聚合物驅(qū)采用井網(wǎng)調(diào)整技術(shù)、注采參數(shù)優(yōu)化技術(shù)、全過程調(diào)剖技術(shù)、動(dòng)態(tài)調(diào)整技術(shù)等關(guān)鍵技術(shù)，取得了較好的礦場應(yīng)用效果。實(shí)踐表明二次聚合物驅(qū)能較好地改善該油藏的開發(fā)效果，是進(jìn)一步提高采收率的有效途徑。下二門油田核二段Ⅱ油組普通稠油油藏二次聚合物驅(qū)是國內(nèi)第一個(gè)開展二次聚合物驅(qū)的單元，其成功經(jīng)驗(yàn)為類似油藏的開發(fā)提供了借鑒。

下二門油田；核二段Ⅱ油組；普通稠油油藏；二次聚合物驅(qū)

下二門油田核二段Ⅱ油組具有構(gòu)造復(fù)雜、儲(chǔ)層巖性膠結(jié)疏松、非均質(zhì)嚴(yán)重、含油層數(shù)多、油層厚度薄、地下原油粘度高的特點(diǎn)。一次聚合物驅(qū)結(jié)束后轉(zhuǎn)入后續(xù)水驅(qū)開發(fā)，高滲透大孔道發(fā)育造成注水利用率低、局部區(qū)域注采結(jié)構(gòu)不合理造成平面動(dòng)用差異較大、層間吸水差異大造成縱向上各單層動(dòng)用不均，導(dǎo)致該單元含水上升快，采油速度低，采出程度低。后續(xù)水驅(qū)5年后，區(qū)塊綜合含水93．5%，采油速度0．67%，采出程度37．35%，水驅(qū)開發(fā)效果差。

通過對(duì)該單元二次聚驅(qū)潛力分析，采用數(shù)值模擬研究，優(yōu)化注聚速度為0．13PV／a，注入濃度1800mg／L，注入孔隙體積0．91PV。通過近5年的礦場實(shí)施，累計(jì)注入孔隙體積0．689PV，見效高峰期日產(chǎn)油124．6t，累計(jì)增油10．61×104t，噸聚合物增油23．6t，階段提高采收率6．4個(gè)百分點(diǎn)。

1 油藏概況

下二門油田核二段Ⅱ油組位于泌陽凹陷東側(cè)下二門斷裂構(gòu)造帶上，為一被斷層復(fù)雜化了的由東北向西南傾沒的鼻狀構(gòu)造，儲(chǔ)層為近物源三角洲前緣沉積，沉積類型以水下分流河道、河口壩為主，具有膠結(jié)疏松、滲透率高、孔隙度大的特點(diǎn)。巖心分析平均孔隙度23．7%，滲透率2．33μm2。滲透率平面分布具有分帶性，相帶窄，變化快；縱向上具有分層性、小夾層發(fā)育、韻律性強(qiáng)、單層厚度薄的特點(diǎn)，以近物源、粗粒沉積為主，宏觀和微觀非均質(zhì)性嚴(yán)重，層內(nèi)存在明顯的特高滲流通道，滲透率級(jí)差大。油層埋藏淺（928～1050m）、溫度低（50℃）、原油粘度高（72．6mPa·s），為普通稠油油藏。

自1978年9月投入開發(fā)以來，先后經(jīng)歷了常規(guī)降壓開采、注水開發(fā)、聚合物驅(qū)、后續(xù)注水開發(fā)等4個(gè)開發(fā)階段。

2 二次聚合物驅(qū)關(guān)鍵技術(shù)

2．1 井網(wǎng)調(diào)整技術(shù)

大量的物理模擬、現(xiàn)場實(shí)施經(jīng)驗(yàn)及數(shù)值模擬結(jié)果表明：驅(qū)油效果由好到差的排列順序是五點(diǎn)法井網(wǎng)、四點(diǎn)法井網(wǎng)、九點(diǎn)法井網(wǎng)、反九點(diǎn)法井網(wǎng)，而且前2種井網(wǎng)之間或后2種井網(wǎng)之間開發(fā)指標(biāo)相近，而兩組之間差異較大，因此五點(diǎn)法井網(wǎng)和四點(diǎn)法井網(wǎng)是聚合物驅(qū)的理想井網(wǎng)［1］。聚合物驅(qū)礦場實(shí)踐也表明油井多向受效率也是選擇合理井網(wǎng)的重要因素，受效方向越多，聚合物驅(qū)見效后的增油降水幅度和有效時(shí)間比受效方向少的油井要有利得多。河南油田在多個(gè)區(qū)塊開展聚合物驅(qū)的井網(wǎng)均采用五點(diǎn)法井網(wǎng)，已取得較好的開發(fā)效果［2］。因此下二門油田核二段Ⅱ油組二次聚合物驅(qū)選擇五點(diǎn)法井網(wǎng)。

井網(wǎng)調(diào)整以一次聚驅(qū)井網(wǎng)為基礎(chǔ)，充分利用老井完善聚驅(qū)注采井網(wǎng)，向五點(diǎn)法注采井網(wǎng)靠攏；通過油井轉(zhuǎn)注和其他層系低效井上返，結(jié)合剩余油分布特征，最大限度地改變液流方向，增加油井多向受效率，擴(kuò)大二次聚驅(qū)井網(wǎng)儲(chǔ)量控制程度。在一次注聚井網(wǎng)的基礎(chǔ)上，將集團(tuán)采油部位3口油井（淺8井、T5－212井、T6－212井）轉(zhuǎn)注聚合物，在注入平衡區(qū)和井網(wǎng)未控制區(qū)上返3口采油井（T6－2210井、F5－226井、T5－2212井）、新鉆1口采油井（T6－2311井），對(duì)一次聚驅(qū)及后續(xù)水驅(qū)不見效的2口采油井（淺19井、淺24井）進(jìn)行側(cè)鉆。調(diào)整后共有30口井，其中采油井20口，注聚合物井10口，注采井?dāng)?shù)比1∶2．0。油井三向以上見效率由16．7%上升到38．9%（圖1）。

圖1 下二門油田核二段Ⅱ油組二次聚合驅(qū)井網(wǎng)部署圖

2．2 注采參數(shù)優(yōu)化技術(shù)

2．2．1 流度比優(yōu)化

對(duì)注入0．25PV，流度比分別為0．5、1、2、5、10的5個(gè)方案進(jìn)行數(shù)模預(yù)測。預(yù)測結(jié)果（圖2）顯示，流度比在高于2時(shí)提高采收率變化幅度??；低于2時(shí)，提高采收率變化幅度快速增加?？紤]到下二門油田核二段Ⅱ油組原油物性，確定流度比控制在2左右，對(duì)應(yīng)聚合物濃度1800mg／L。

圖2 流度比與提高采收率圖

2．2．2 注入速度優(yōu)化

為確定合理注聚速度，設(shè)計(jì)注聚濃度為1800mg／L，注入0．25PV，注入速度分別為0．09、0．10、0．11、0．12、0．13、0．14、0．15、0．16PV／a的8個(gè)方案進(jìn)行數(shù)模預(yù)測。預(yù)測結(jié)果（表1）顯示，低注入速度時(shí)，隨著注入速度的增加，提高采收率幅度（到含水98%時(shí)）逐漸上升。注入速度達(dá)到0．13PV／a時(shí)，提高采收率幅度最高，為4．94個(gè)百分點(diǎn)。以后隨著注聚速度增加，增油效果變差，說明在非均質(zhì)地層中聚合物竄流速度加快，高峰期后含水上升速度加快，聚合物溶液擴(kuò)大波及體積的作用降低，影響了聚驅(qū)效果［3，4］。因此，確定核二段Ⅱ油組二次注聚速度為0．13PV／a。

2．2．3 注入濃度優(yōu)化

設(shè)計(jì)注聚速度為0．13PV／a，注入0．25PV，注入濃度分別為1200～2200mg／L的6套方案進(jìn)行數(shù)模預(yù)測。預(yù)測結(jié)果（表2）顯示，隨著聚合物濃度的增大，提高采收率值增加，噸聚合物換油率下降，當(dāng)濃度增為1800mg／L時(shí)，采收率上升幅度明顯降低［5］。為保證礦場實(shí)施產(chǎn)生經(jīng)濟(jì)效益，確定注入濃度為1800mg／L。

2．2．4 段塞量優(yōu)化

設(shè)計(jì)注聚速度為0．13PV／a，注入濃度為1800mg／L，段塞量分別為0．11、0．33、0．50、0．67、0．83、0．91、0．97PV的7套方案進(jìn)行數(shù)模預(yù)測。預(yù)測結(jié)果（表3）顯示，隨著段塞量的增大，提高采收率值增大，噸聚合物增油量減少，當(dāng)段塞量為0．91PV時(shí)綜合指標(biāo)出現(xiàn)拐點(diǎn)，提高采收率幅度減緩，噸聚合物增油減少。故選取段塞量為0．91PV。

2．3 全過程調(diào)剖技術(shù)

聚合物驅(qū)全過程調(diào)剖包括注聚合物前調(diào)剖、注聚合物過程中調(diào)剖和注聚合物結(jié)束后轉(zhuǎn)水驅(qū)前調(diào)剖。其主要目的是封堵高滲透層及改善注入剖面，防止注聚合物過程中聚合物的竄流和后續(xù)注水指進(jìn)，進(jìn)一步擴(kuò)大聚合物的波及體積，充分發(fā)揮聚合物的驅(qū)油作用，改善聚合物驅(qū)的應(yīng)用效果［6］。下二門油田核二段Ⅱ油組二次聚合物驅(qū)前對(duì)10口注水井進(jìn)行整體調(diào)剖，調(diào)剖后吸水剖面改善大，強(qiáng)吸水層數(shù)由12層降到6層，厚度由38m降到16m，弱中吸水層數(shù)由27層升至33層，厚度由144m上升到166m，注聚壓力由4．3MPa上升到5．9MPa（上升了1．6MPa），調(diào)整了長期水驅(qū)及一次聚驅(qū)造成的縱向和平面的非均質(zhì)性。在注聚合物過程中先后對(duì)有聚合物竄流跡象和已經(jīng)發(fā)生聚合物竄流的9口井進(jìn)行14次調(diào)剖，進(jìn)一步擴(kuò)大了聚合物波及體積，抑制了聚合物的竄流。

2．4 動(dòng)態(tài)調(diào)整技術(shù)

2．4．1 合理配產(chǎn)配注技術(shù)

配產(chǎn)配注的原則是控制水驅(qū)過程中形成的老水道的產(chǎn)液量，強(qiáng)化分流線方向的產(chǎn)液量，并保證低產(chǎn)區(qū)的能量供給［4］。注聚初期采取井組分層均衡配產(chǎn)配注方式，保證井組間壓力平衡和單元整體注采平衡；注聚過程中根據(jù)井組的能量不同及聚竄情況，適當(dāng)調(diào)整配產(chǎn)配注，能量低的井組提高注采比，有聚竄跡象或發(fā)生聚竄的井降低井組注采比和提高其他方向的注入量；邊水能量高的區(qū)域提高內(nèi)部注入量以平衡邊水指進(jìn)。

2．4．2 差異化注入技術(shù)

根據(jù)注聚井的物性、注入壓力和剖面吸水狀況的不同，采取不同注聚井使用不同注入濃度，在保證注入量的前提下確保注聚質(zhì)量［4］。在注聚過程中把物性好、注入壓力低的4口井濃度調(diào)整為2200mg／L；把物性差、注入壓力高的1口井濃度調(diào)整為1600mg／L。針對(duì)注聚井縱向吸水差異大導(dǎo)致油層動(dòng)用不均衡，對(duì)4口注聚井采取油套分注和多管分注措施，改善了吸水剖面，提高了油層縱向動(dòng)用程度。

表1 注入速度優(yōu)化數(shù)模結(jié)果

表2 注入濃度優(yōu)化預(yù)測結(jié)果

表3 段塞量優(yōu)化預(yù)測結(jié)果

3 二次聚合物驅(qū)效果

下二門油田核二段Ⅱ油組二次聚合物驅(qū)累積注入聚合物干粉4487t，注入孔隙體積0．689PV，對(duì)應(yīng)油井有17口井見效，見效率85%，見效高峰期日產(chǎn)油124．6t（是聚驅(qū)前的3倍），綜合含水87．9%（比二次聚驅(qū)前降低了6．2個(gè)百分點(diǎn)），累計(jì)增油10．61×104t，噸聚合物增油23．6t，階段提高采收率6．4個(gè)百分點(diǎn)，取得了顯著效果。

4 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

1）下二門油田核二段Ⅱ油組普通稠油油藏二次聚合物驅(qū)的關(guān)鍵技術(shù)有井網(wǎng)調(diào)整技術(shù)、注采參數(shù)優(yōu)化技術(shù)、全過程調(diào)剖技術(shù)、動(dòng)態(tài)調(diào)整技術(shù)。采取轉(zhuǎn)注、層系上返、側(cè)鉆及局部完善等多種方式對(duì)井網(wǎng)進(jìn)行了調(diào)整，改變了液流方向，節(jié)約了投資，保證了二次聚合物驅(qū)的經(jīng)濟(jì)效益。注采參數(shù)優(yōu)化、全過程調(diào)剖、動(dòng)態(tài)調(diào)整是實(shí)現(xiàn)二次聚合物驅(qū)效果的重要手段。

2）二次聚合物驅(qū)仍然是大幅度提高采收率的有效途徑。下二門油田核二段Ⅱ油組普通稠油油藏二次聚合物驅(qū)取得了良好效果，其成功經(jīng)驗(yàn)為類似油藏的開發(fā)提供了借鑒。

［1］喻高明．聚合物驅(qū)后組合驅(qū)合理井網(wǎng)井距的確定［J］．石油天然氣學(xué)報(bào)，2009，31（2）：134～137．

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［編輯］ 蕭 雨

TE357．46

A

1000－9752（2012）05－0121－04

2011－12－22

李長宏（1966－），男，1989年江漢石油學(xué)院畢業(yè)，高級(jí)工程師，現(xiàn)主要從事油田開發(fā)管理工作。