胡偉 ，李璐 ，蘇聰

（1.長(zhǎng)江大學(xué)石油工程學(xué)院，湖北 荊州 434023；2.中海油能源發(fā)展監(jiān)督監(jiān)理井下技術(shù)公司，天津 300452；3.重慶科技學(xué)院，重慶 401331）

杏六區(qū)中部現(xiàn)已進(jìn)入特高含水開(kāi)發(fā)后期［1-3］，以葡Ⅰ1—3一類油層為主要開(kāi)采目的層的基礎(chǔ)井網(wǎng)綜合含水率高達(dá)93.3%，一類油層有效厚度水淹比例已接近100%，繼續(xù)水驅(qū)挖潛的難度越來(lái)越大，水驅(qū)開(kāi)發(fā)的經(jīng)濟(jì)效益較差。根據(jù)對(duì)杏北地區(qū)已開(kāi)展的聚合物驅(qū)工業(yè)化生產(chǎn)所取得的認(rèn)識(shí)，一類油層水驅(qū)后仍具有較大的聚合物驅(qū)潛力。如何設(shè)計(jì)一套適合聚合物驅(qū)的井網(wǎng)，使之既能適應(yīng)葡Ⅰ1—3油層，又能提高油層動(dòng)用程度，并獲得較好的開(kāi)發(fā)效果，是目前杏六區(qū)中部開(kāi)發(fā)過(guò)程中亟待解決的問(wèn)題［4-8］。

1 油層動(dòng)用狀況

1.1 水洗程度較高［9-11］

分析杏北地區(qū)相鄰調(diào)整區(qū)塊的5口密閉取心檢查井的巖心水洗狀況資料可以看出：

1）葡Ⅰ3油層的水洗厚度比例均高于全井，且強(qiáng)水洗的厚度比例超過(guò)葡Ⅰ1—3強(qiáng)水洗厚度比例8.2%以上，采出程度也是葡Ⅰ1—3油層中最高的。

2）各層多呈現(xiàn)多段水洗狀態(tài)，且強(qiáng)水洗段多位于油層的底部。為了改善聚合物驅(qū)油效果，最大程度地提高波及體積，應(yīng)在開(kāi)展聚合物驅(qū)油前，加大深度調(diào)剖力度，改善開(kāi)發(fā)效果。

1.2 水淹狀況逐步加劇

在調(diào)整區(qū)一次加密調(diào)整后，葡Ⅰ1—3油層的有效厚度水淹比例為79.2%，其中高、中水淹厚度比例為50.8%?？v向上8個(gè)沉積單元自下而上，水淹程度逐漸變低，低水淹和未水淹厚度比例由46.0%增加到75.1%。到第二次加密調(diào)整后，葡Ⅰ1—3油層高中水淹比例達(dá)到71.2%，比一次加密調(diào)整井高20.4%，其中高水淹比例提高了28.0%。從相鄰的杏六區(qū)東部Ⅰ塊三元復(fù)合驅(qū)水淹層解釋結(jié)果看，葡Ⅰ1—3油層高中水淹比例達(dá)到79.7%，比二次加密調(diào)整井高8.2%。

2 剩余油分布特征

杏六區(qū)中部自1998年以來(lái)再?zèng)]有成片鉆井，而相鄰的杏六區(qū)東部Ⅰ塊，基礎(chǔ)井網(wǎng)布井方式相同，開(kāi)發(fā)歷程相似，2007年投產(chǎn)了以葡Ⅰ1—3油層為開(kāi)發(fā)對(duì)象的三元復(fù)合驅(qū)井網(wǎng)。從該區(qū)塊三次采油井投產(chǎn)情況及水平井取心情況看，在部分區(qū)域和厚油層的頂部，還存在一定的剩余油，其分布有如下特點(diǎn)：

1）平面上，剩余油主要分布在斷層附近。該塊105口三元復(fù)合驅(qū)采出井投產(chǎn)初期的平均含水率達(dá)到95.3%，進(jìn)一步表明葡Ⅰ1—3油層水淹嚴(yán)重；而斷層附近由于注采系統(tǒng)不完善，剩余油相對(duì)較多，采出井投產(chǎn)初期的平均含水率比注采完善井區(qū)低6.5%。

3 聚合物驅(qū)層系組合

3.1 原則

以盡可能提高油層動(dòng)用程度、增加可采儲(chǔ)量為目的，同時(shí)考慮油層的層間滲流特征差異、組合后產(chǎn)量規(guī)模及實(shí)際注入能力等因素［12］，確定了劃分層系組合的基本原則：

1）一套聚驅(qū)層系內(nèi)的油層地質(zhì)條件相近，層間差異較小，利于聚合物分子量的優(yōu)選。

2）考慮到產(chǎn)量規(guī)模及接替，單套層系有效厚度應(yīng)在6 m以上。

3）層系間隔層厚度不小于1.0 m的井點(diǎn)比例達(dá)到70%以上，每套層系基本上能夠形成獨(dú)立的油水運(yùn)動(dòng)系統(tǒng)。

4）考慮到地面注入系統(tǒng)規(guī)模及實(shí)際注入需要，注聚初期平均單井注入量在50 m3/d左右，注聚后期平均單井注入量也應(yīng)在30 m3/d左右。

3.2 方案

根據(jù)層系組合的基本原則，結(jié)合調(diào)整區(qū)葡Ⅰ1—3油層的發(fā)育狀況，設(shè)計(jì)了一套層系組合開(kāi)發(fā)方案，即葡Ⅰ1—3油層整體作為一套層系，利用分注工藝降低層間影響的聚合物驅(qū)開(kāi)發(fā)方式。

智能合約是以太坊中最為重要的一個(gè)概念，即以計(jì)算機(jī)程序的方式來(lái)締結(jié)和運(yùn)行各種合約。在20世紀(jì)90年代，SZABO N等人就提出過(guò)類似的概念[14]，但一直因?yàn)槿狈煽繄?zhí)行智能合約的環(huán)境，而被當(dāng)作一種設(shè)計(jì)理論。區(qū)塊鏈技術(shù)的出現(xiàn)，恰好補(bǔ)充了缺陷。

杏北開(kāi)發(fā)區(qū)三次采油開(kāi)發(fā)實(shí)踐證明，由于層間干擾過(guò)大，葡Ⅰ1—2油層動(dòng)用程度較差，因此需要開(kāi)展葡Ⅰ1—3油層精細(xì)劃分的可行性研究。但在調(diào)整區(qū)，葡Ⅰ1—2油層發(fā)育厚度較小，平均單井鉆遇砂巖厚度6.8 m，有效厚度4.7 m，若將區(qū)塊整體細(xì)分為葡Ⅰ1—2和葡Ⅰ3油層2套層系，存在低效井比例偏高、葡Ⅰ1—2油層控制程度偏低等缺點(diǎn)。為了克服這一缺點(diǎn)，可以考慮在葡Ⅰ1—2和葡Ⅰ3油層均發(fā)育較好的區(qū)域，將葡Ⅰ1—3細(xì)分為葡Ⅰ1—2和葡Ⅰ3油層2套層系，而在葡Ⅰ1—2發(fā)育相對(duì)較差的區(qū)域，采用一套層系開(kāi)采。

從葡Ⅰ1—2油層和葡Ⅰ3油層有效厚度等值圖看，擬布井區(qū)域的東部油層發(fā)育較好，且能夠形成一定的規(guī)模，可以考慮分2套層系開(kāi)采。該區(qū)域面積為4.13 km2，葡Ⅰ1—3 油層地質(zhì)儲(chǔ)量為 737.12×104t。其中，葡Ⅰ1—2油層發(fā)育砂巖厚度9.0 m，有效厚度6.1 m，地質(zhì)儲(chǔ)量349.29×104t；葡Ⅰ3油層發(fā)育砂巖厚度9.2 m，有效厚度7.1 m，地質(zhì)儲(chǔ)量387.83×104t；葡Ⅰ1—2和葡Ⅰ3有效厚度不小于3.0 m的井比例分別為88.4%和87.8%，低效井比例分別為11.6%和12.2%。

4 合理注采井距的確定

杏北地區(qū)有5個(gè)工業(yè)化區(qū)塊開(kāi)展了聚合物驅(qū)，已注聚區(qū)塊在200 m注采井距條件下的動(dòng)用程度相對(duì)較低，結(jié)合這一實(shí)際情況，對(duì)杏六區(qū)中部一類油層在不同井距條件下聚合物驅(qū)的適應(yīng)性進(jìn)行了分析。

4.1 不同井距下油層的控制程度

對(duì)杏六區(qū)中部葡Ⅰ1—3油層模擬部署了不同井距的聚合物驅(qū)井網(wǎng)，并對(duì)控制程度進(jìn)行了預(yù)測(cè)。選取其中4個(gè)小層進(jìn)行對(duì)比觀察（見(jiàn)圖1），隨著注采井距的縮小，控制程度明顯提高，注采井距達(dá)到150 m后，控制程度增幅減少。為使控制程度不低于60%，注采井距應(yīng)控制在150 m以內(nèi)。

圖1 不同注采井距條件下的聚合物驅(qū)控制程度

4.2 不同井距下的注采能力

通過(guò)對(duì)5個(gè)工業(yè)化聚合物驅(qū)區(qū)塊注聚后注入壓力升幅分析，注入壓力升幅在5.65～7.21 MPa，200 m井距的4個(gè)區(qū)塊注入壓力水平整體較高，導(dǎo)致區(qū)塊注入速度較低，維持在0.14 PV/a以下。除了調(diào)整區(qū)塊儲(chǔ)層發(fā)育狀況存在一定差異等因素影響外，較大的注采井距對(duì)注入壓力升幅也有很大影響。因此，開(kāi)展聚合物驅(qū)時(shí)，應(yīng)盡量采用較小的注采井距，保證注入壓力平穩(wěn)上升和聚合物體系正常注入。

4.3 不同注入速度下注入壓力與注采井距關(guān)系

從杏北工業(yè)化生產(chǎn)區(qū)塊的注入情況看，隨著注采井距由200 m縮小到150 m，視吸水指數(shù)下降幅度減小到46.6%，可保持較高的注入速度。杏四—杏六區(qū)北部聚驅(qū)區(qū)塊注采井距為200 m，水驅(qū)空白階段視吸水指數(shù)為 1.32 m3/（d·m·MPa）， 在注入速度 0.14 PV/a 的條件下，區(qū)塊聚合物用量達(dá)到1 149.88 mg/（L·PV）時(shí)，陸續(xù)轉(zhuǎn)入后續(xù)水驅(qū)，視吸水指數(shù)下降到0.55 m3/（d·m·MPa），下降了58.3%。杏六區(qū)中部目的油層發(fā)育狀況略好于杏四—杏六區(qū)北部，且井距縮小到141 m。以此推算，杏六區(qū)中部最低視吸水指數(shù)略高于杏四—杏六區(qū)北部，約為 0.70 m3/（d·m·MPa），目的油層的平均破裂壓力為13.1 MPa。

注入速度計(jì)算公式為

式中：v為注入速度，PV/a；pmax為最高井口注入壓力，MPa；Nmin為油層最低視吸水指數(shù)，m3/（d·m·MPa）；L 為注采井距，m；φ為油層孔隙度，%。

不同注采井距條件下的合理注入速度見(jiàn)圖2。當(dāng)目的油層平均破裂壓力為13.1 MPa時(shí)，在150 m井距條件下，最大注入速度為0.30 PV/a，此注入速度能夠滿足現(xiàn)場(chǎng)生產(chǎn)的需要；當(dāng)注入速度低于0.30 PV/a時(shí)，無(wú)法滿足現(xiàn)場(chǎng)生產(chǎn)需要；當(dāng)注入速度大于0.30 PV/a時(shí)，注入壓力超過(guò)油層的平均破裂壓力。

圖2 不同注入速度下注入壓力與注采井距關(guān)系

綜上所述，杏六區(qū)中部采用150 m以下注采井距具有聚合物驅(qū)控制程度較高、利于提高聚合物驅(qū)體系注入能力及產(chǎn)液指數(shù)下降幅度小等優(yōu)點(diǎn)，因此，推薦聚合物驅(qū)井網(wǎng)注采井距不大于150 m。

5 聚合物驅(qū)井網(wǎng)部署

5.1 原則

以最大限度提高一類油層的控制程度和動(dòng)用程度，增加可采儲(chǔ)量為目的，同時(shí)考慮將來(lái)的層系井網(wǎng)綜合利用和油田持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)的需求［13-14］，制訂區(qū)塊聚合物驅(qū)井網(wǎng)部署方案時(shí)，應(yīng)遵循以下原則：

1）采用五點(diǎn)法面積井網(wǎng)，整體上均勻布井，井網(wǎng)部署考慮與基礎(chǔ)井網(wǎng)的結(jié)合、層系上返以及開(kāi)發(fā)后期井網(wǎng)的綜合利用。

2）聚合物驅(qū)注采井距不大于150 m。

3）為了防止聚合物驅(qū)井和水驅(qū)井發(fā)生相互干擾和竄流，新布聚合物驅(qū)井與水驅(qū)井網(wǎng)不同井別的井距要大于50 m，同井別井距要大于30 m；如果新布井遇到基礎(chǔ)井網(wǎng)井況正常的采油井可以利用，注水井不考慮利用。

4）在斷層附近，根據(jù)具體情況采取靈活的布井方式，完善注采關(guān)系，挖潛剩余油。為防止套損，注入井距離斷層要大于100 m，采出井距離斷層要大于50 m。

5）搞好與周圍三次采油區(qū)塊井網(wǎng)部署的銜接。

5.2 方案

根據(jù)聚合物驅(qū)井網(wǎng)部署的基本原則，結(jié)合開(kāi)采層系組合方案，設(shè)計(jì)了一套注采井距為141 m，行列布井的布井方式。

在原一次加密調(diào)整井排和二次加密調(diào)整油井排間，布一排聚合物驅(qū)井，形成采出井和注入井排，注入井和采出井錯(cuò)開(kāi)100 m，形成排距為100 m、井排上井距為200 m、注采井距141 m的五點(diǎn)法面積井網(wǎng)（見(jiàn)圖3）。共設(shè)計(jì)聚合物驅(qū)井616口，新鉆井610口，其中采出井300口，注入井310口，利用采出井6口，聚合物驅(qū)井網(wǎng)密度47口/km2。

圖3 布井示意

此套井網(wǎng)布井方案的優(yōu)點(diǎn)：1）井網(wǎng)布局規(guī)則，注采井距均勻；2）井距比較合理，聚合物驅(qū)控制程度比較高，能建立有效的驅(qū)動(dòng)體系，驅(qū)替效果好；3）與老井同井場(chǎng)的井?dāng)?shù)少，避免相互干擾；4）與三次加密井網(wǎng)井位關(guān)系結(jié)合較好，有利于后期的井網(wǎng)綜合利用；5）與杏六區(qū)東部三次采油井銜接好。

6 開(kāi)發(fā)指標(biāo)預(yù)測(cè)

6.1 評(píng)價(jià)期開(kāi)發(fā)指標(biāo)預(yù)測(cè)

根據(jù)數(shù)值模擬結(jié)果，結(jié)合已注聚區(qū)塊的開(kāi)發(fā)規(guī)律，對(duì)區(qū)塊的開(kāi)發(fā)指標(biāo)進(jìn)行了預(yù)測(cè)。預(yù)測(cè)杏六區(qū)中部聚合物驅(qū)階段采出程度為21.9%，控制地質(zhì)儲(chǔ)量1 123.02×104t，增加可采儲(chǔ)量 294.10×104t，平均單井控制地質(zhì)儲(chǔ)量3.67×104t，平均單井增加可采儲(chǔ)量 0.96×104t。 預(yù)測(cè)10 a聚合物驅(qū)階段累計(jì)采油量為327.8×104t，初期區(qū)塊年產(chǎn)油 19.6×104t，第 4 年年產(chǎn)油 63.9×104t，之后含水率上升，產(chǎn)量開(kāi)始遞減。

6.2 經(jīng)濟(jì)效益指標(biāo)預(yù)測(cè)

井距為141 m布井方案鉆井井?dāng)?shù)為610口，總投資182 698.94萬(wàn)元，在原油價(jià)格為40美元/桶的情況下，內(nèi)部收益率15.21%（達(dá)到行業(yè)要求的標(biāo)準(zhǔn)），靜態(tài)投資回收期為5.13 a，總利潤(rùn)28 753.7萬(wàn)元，投資利潤(rùn)率15.74%，隨油價(jià)的上升，經(jīng)濟(jì)效益會(huì)明顯提高。

7 結(jié)論

1）杏六區(qū)中部，剩余油平面上主要分布在斷層附近，縱向上主要分布在葡Ⅰ1—3油層。一類油層水驅(qū)后仍具有較大的聚合物驅(qū)潛力。

2）該區(qū)塊聚合物驅(qū)層系組合，采用葡Ⅰ1—3油層作為一套層系、利用分注工藝降低層間影響的聚合物驅(qū)開(kāi)發(fā)方式。

3）通過(guò)開(kāi)展聚合物驅(qū)，預(yù)測(cè)該區(qū)塊采收率提高16.3%，平均單井可采儲(chǔ)量增加0.96×104t，能有效控制含水率上升速度，改善區(qū)塊整體開(kāi)發(fā)效果。

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