張立輝 （中石油大慶油田有限責(zé)任公司第一采油廠，黑龍江 大慶163111）

水平井是通過擴(kuò)大油層泄油面積來(lái)提高油井產(chǎn)量，與直井相比具有生產(chǎn)壓差小、產(chǎn)量高等特點(diǎn)［1-4］。目前，國(guó)內(nèi)外有關(guān)水平井與化學(xué)驅(qū)技術(shù)結(jié)合的研究較少，同時(shí)水平井與直井聯(lián)合開發(fā)方面的研究均是在一定簡(jiǎn)化和假設(shè)條件下的數(shù)學(xué)模型研究，而室內(nèi)物理模型研究卻很少［5-10］。一些學(xué)者［11-12］通過室內(nèi)物理模擬實(shí)驗(yàn)認(rèn)識(shí)到，水平井與化學(xué)驅(qū)結(jié)合有其獨(dú)特的技術(shù)優(yōu)勢(shì)。利用水平井注聚時(shí)，水平井可以增大砂體連通方向，減輕聚合物沿主流線突進(jìn)現(xiàn)象，提高聚合物對(duì)油層的控制程度，實(shí)現(xiàn)聚合物平面均勻推進(jìn)，降低聚合物采出量，提高聚驅(qū)采收率和經(jīng)濟(jì)效益。

1 試驗(yàn)部分

1.1 試驗(yàn)材料

選擇油田常用的化學(xué)藥劑、水及油田采出原油。

1）聚合物 選擇大慶煉化公司生產(chǎn)的部分水解聚丙烯酰胺：①相對(duì)分子質(zhì)量 （1200～1600）×104，固相質(zhì)量分?jǐn)?shù)90.7%；②相對(duì)分子質(zhì)量2500×104，固相質(zhì)量分?jǐn)?shù)90.4%；③相對(duì)分子質(zhì)量3500×104，固相質(zhì)量分?jǐn)?shù)90.3%。

2）表面活性劑 ①二元體系表面活性劑。選擇試驗(yàn)區(qū)在用的HLX無(wú)堿表面活性劑，有效物質(zhì)量分?jǐn)?shù)65%～68%；②三元體系表面活性劑。選擇試驗(yàn)區(qū)在用的陰離子型表面活性劑，有效物質(zhì)量分?jǐn)?shù)約50%。NaOH堿液質(zhì)量分?jǐn)?shù)為3%。

3）聚表劑 聚表劑為Ⅲ型聚表劑，固相質(zhì)量分?jǐn)?shù)88.9%。

4）試驗(yàn)用油 選擇采油廠脫水、脫氣原油與煤油配制而成的模擬油，45℃條件下黏度為9.8mPa·s。

5）試驗(yàn)用水 試驗(yàn)用水為室內(nèi)配制現(xiàn)場(chǎng)模擬水。

1.2 主要儀器設(shè)備

SG83-1雙聯(lián)自控恒溫箱、平流泵、真空泵、控溫磁力攪拌器、壓力傳感器、布氏黏度計(jì)、電子天平、氣瓶、容器、多通閥座和多量程計(jì)量管等。

1.3 試驗(yàn)?zāi)Ｐ?/h3>

根據(jù)試驗(yàn)區(qū)儲(chǔ)層滲透率變化規(guī)律及地質(zhì)特征，制作含黏土的縱向非均質(zhì)正韻律模型。

模型幾何尺寸60cm×60cm×4.5cm，為三層疊加縱向非均質(zhì)，滲透率分布呈現(xiàn)正韻律變化，從上到下有效滲透率依次為 （200、500、1000）×10-3μm2。2口水平井位于低滲透層，2端端點(diǎn)位于中線上 （見圖1）。

1.4 試驗(yàn)步驟

2 水平井優(yōu)選化學(xué)驅(qū)油方式

參照油田開展的重點(diǎn)試驗(yàn)采用的驅(qū)油方式，設(shè)計(jì)為高質(zhì)量濃度聚合物驅(qū)、二元復(fù)合驅(qū)、三元復(fù)合驅(qū)和聚表劑驅(qū)4種。

圖1 試驗(yàn)?zāi)Ｐ蛡?cè)視圖

2.1 試驗(yàn)方案

采用直井一注四采的五點(diǎn)法井網(wǎng)模式，水驅(qū)至含水98%，再注入中分子聚合物至含水92% （聚合物相對(duì)分子質(zhì)量1500×104，質(zhì)量濃度1000mg／L），后續(xù)水驅(qū)至含水98%。

在上述試驗(yàn)基礎(chǔ)上，開展水平井組驅(qū)油試驗(yàn)，直井 （注入井、采出井）全部關(guān)閉。

1）方案1 聚驅(qū)后利用水平井一注一采井網(wǎng)，注高質(zhì)量濃度聚合物1PV（聚合物相對(duì)分子質(zhì)量2500×104，質(zhì)量濃度2000mg／L），后續(xù)水驅(qū)至含水98%。

2）方案2 聚驅(qū)后利用水平井一注一采井網(wǎng)，注二元復(fù)合體系1PV （聚合物相對(duì)分子質(zhì)量2500×104，質(zhì)量濃度1800mg／L；非離子型表面活性劑，質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.3%），后續(xù)水驅(qū)至含水98%。

3）方案3 聚驅(qū)后利用水平井一注一采井網(wǎng)，注三元復(fù)合體系1PV （前置段塞0.05PV：聚合物相對(duì)分子質(zhì)量3500×104，質(zhì)量濃度2500mg／L；主段塞0.65PV：聚合物相對(duì)分子質(zhì)量2500×104，質(zhì)量濃度2000mg／L，非離子型表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.3%，NaOH堿液質(zhì)量分?jǐn)?shù)1.2%；后續(xù)保護(hù)段塞0.3PV：聚合物分子量2500×104，質(zhì)量濃度1000mg／L，后續(xù)水驅(qū)至含水98%。

4）方案4 聚驅(qū)后利用水平井一注一采井網(wǎng)，注聚表劑1PV （相對(duì)分子質(zhì)量 （400～800）×104，質(zhì)量濃度1800mg／L），后續(xù)水驅(qū)至含水98%。

2.2 結(jié)果與討論

1）過程分析 采用恒速的注入方法，用注入壓力控制試驗(yàn)結(jié)束時(shí)間。方案1和方案2均注入1PV，方案3注入0.6875PV （設(shè)計(jì)值）。結(jié)果顯示，提高采收率幅度的順序?yàn)椋焊哔|(zhì)量濃度聚合物體系＞二元復(fù)合體系＞三元復(fù)合體系＞聚表劑體系。

由圖2可知，聚驅(qū)后利用水平井注二元體系和三元復(fù)合體系注入壓力較低，而高質(zhì)量濃度聚合物和聚表劑的注入壓力隨著試驗(yàn)的進(jìn)行持續(xù)上升，且上升幅度很大，說(shuō)明二元體系和三元復(fù)合體系流注入能力較強(qiáng)。

由圖3可知，4種化學(xué)驅(qū)方案的含水率曲線均有2次降低。含水第1次下降，由于水平井的開發(fā)模式完善了注采井網(wǎng)，增加了泄油面積，采出井附近壓降大，改變了聚驅(qū)后的液流方向，致使聚驅(qū)后分散的剩余油向水平井采出井井口流動(dòng)；含水第2次降低是受化學(xué)劑的擴(kuò)大波及體積和提高驅(qū)油效率的影響，但各種驅(qū)油體系效果差異較大，其中二元體系含水下降幅度大，說(shuō)明更適于聚驅(qū)后提高采收率。

2）試驗(yàn)結(jié)果 利用水平井注二元復(fù)合體系，能夠提高采收率17.69%。其含水曲線在一次聚驅(qū)基礎(chǔ)上大幅度降低，主要原因是，該二元復(fù)合體系具有較高的黏度和超低界面張力，通過擴(kuò)大波及體積和提高驅(qū)油效率，很好地挖潛剩余油。當(dāng)注入二元復(fù)合體系0.6PV時(shí)進(jìn)入高含水期，后續(xù)注入段塞采收率提高幅度較小 （見表1）。建議在注入二元復(fù)合體系0.6PV時(shí)停止注入，開展后期剩余油挖潛工作。

表1 4種不同驅(qū)油體系驅(qū)油試驗(yàn)結(jié)果

圖2 水平井化學(xué)驅(qū)的注入壓力

圖3 水平井化學(xué)驅(qū)的含水率

3 井網(wǎng)優(yōu)化

3.1 試驗(yàn)方案

在井網(wǎng)優(yōu)化研究試驗(yàn)中，優(yōu)選驅(qū)油方案中注入順利、提高采收率高的二元復(fù)合體系 （聚合物相對(duì)分子質(zhì)量2500×104，質(zhì)量濃度1800mg／L，非離子表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.3%）作為所有試驗(yàn)的驅(qū)油劑，開展聚驅(qū)后水平井組及水平井與直井結(jié)合的化學(xué)驅(qū)井網(wǎng)優(yōu)化。

試驗(yàn)仍然采用三層疊加縱向非均質(zhì)模型，在井網(wǎng)優(yōu)化試驗(yàn)前，采用一注四采的五點(diǎn)法井網(wǎng)模式，水驅(qū)至含水98%，再注入中分子聚合物至含水92% （聚合物質(zhì)量濃度1000mg／L），后續(xù)水驅(qū)至含水98%。作為每一個(gè)井網(wǎng)優(yōu)化方案的基礎(chǔ)條件，進(jìn)行方案設(shè)計(jì)。

1）方案1 聚驅(qū)后封堵所有的直井，利用2口水平井一注一采，注二元復(fù)合體系1PV，后續(xù)水驅(qū)至含水98%。

2）方案2 聚驅(qū)后利用2口水平井作為注入井，5口直井作為采出井，注二元復(fù)合體系1PV，后續(xù)水驅(qū)至含水98%。

3）方案3 聚驅(qū)后利用5口直井作為注入井，2口水平井作為采出井，注二元復(fù)合體系1PV，后續(xù)水驅(qū)至含水98%。

4）方案4 聚驅(qū)后封堵3口直井，利用1口水平井與一口直井作為注入井，另1口水平井和一口直井作為采出井，注二元復(fù)合體系1PV，后續(xù)水驅(qū)至含水98%。

5）方案5 聚驅(qū)后利用直井1注四采開展二元復(fù)合體系驅(qū)油實(shí)驗(yàn)研究，注二元復(fù)合體系1PV，后續(xù)水驅(qū)至含水98%。

3.2 結(jié)果與討論

5種井網(wǎng)在注入試驗(yàn)過程中，均能夠?qū)崿F(xiàn)順利注入，起到提高采收率的作用。從含水率變化規(guī)律看，方案1含水率有2次下降，見效早、含水下降幅度大，效果最好；方案3含水下降點(diǎn)出現(xiàn)滯后現(xiàn)象，而水平井作為注入井的方案，含水在注入初期就出現(xiàn)下降趨勢(shì)，這體現(xiàn)了水平井注入見效快的特點(diǎn)；方案4同樣有2次下降過程，但下降幅度小、含水回升較快，效果最差 （見圖4）。說(shuō)明聚驅(qū)后水平井二元體系驅(qū)油效果好。

圖4 不同井網(wǎng)二元復(fù)合驅(qū)含水率曲線

從提高采收率幅度看，不同方案存在較大差異 （見表2）。1口水平井和1口直注入、1口水平井和1口直井采出的井網(wǎng)模式開發(fā)效果最差。分析原因，水平井一注一采能夠增加滲流面積、減少滲流阻力，即擴(kuò)大了波及體積又提高了驅(qū)油效率；而直井和水平井間注間采，會(huì)造成相鄰注采井之間井距長(zhǎng)短變化大，即垂直于水平井軌跡方向距離最小，與水平井跟端 （趾端）距離最大，導(dǎo)致注入劑沿著最小注采井距方向突進(jìn)，擴(kuò)大波及體積作用不明顯，沒有發(fā)揮出水平井的優(yōu)勢(shì)。其他水平井與直井結(jié)合的井網(wǎng)開發(fā)效果都好于聚驅(qū)后利用直井一注四采的井網(wǎng)模式；水平井作為注入井效果要好于其作為采出井的效果；同時(shí)采用直井作為注入井，其注入壓力較高，不利于開發(fā)。綜合對(duì)比采收率提高幅度和注入壓力情況，聚驅(qū)后利用水平井一注一采井網(wǎng)，開發(fā)效果最好。

表2 井網(wǎng)優(yōu)化試驗(yàn)結(jié)果

4 結(jié) 論

（1）水平井能夠有效改變聚驅(qū)后的液流方向，增大泄油面積，提高采收率。

（2）利用水平井開展化學(xué)驅(qū)具有明顯優(yōu)勢(shì)，最佳驅(qū)油劑為二元復(fù)合體系。

（3）水平井化學(xué)驅(qū)最佳的井網(wǎng)模式為水平井注入、水平井采出井網(wǎng)。

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