熊 英，董文龍，戴亞偉，常曉平，申 進(jìn)，周永強(qiáng)

（1.中國(guó)石化河南油田分公司石油勘探開發(fā)研究院，河南南陽(yáng) 473132；2.中國(guó)石化河南油田分公司第一采油廠；3.中國(guó)石化河南油田人力資源開發(fā)中心）

聚合物驅(qū)技術(shù)目前已成為我國(guó)大慶、勝利、河南等油田提高采收率的主要手段之一［1－2］。由于油藏地質(zhì)條件和開采工藝的限制，聚合物驅(qū)采收率增幅只有10%左右，聚驅(qū)后仍有約50%原油殘留在地下［3－4］。下二門油田 H2Ⅱ?qū)酉翟谝淮尉酆衔矧?qū)提高采收率11.02個(gè)百分點(diǎn)的基礎(chǔ)上，于2006年8月開展了二次聚合物驅(qū)礦場(chǎng)試驗(yàn)。為改善試驗(yàn)聚驅(qū)效果，根據(jù)二次聚驅(qū)見效特征及剩余油分布狀況，提出了部分井提高注聚濃度、追加段塞、部署完善井及動(dòng)態(tài)調(diào)配，來(lái)進(jìn)一步擴(kuò)大聚驅(qū)波及體積、提高增油幅度的設(shè)想［5］。

1 試驗(yàn)區(qū)概況

下二門油田H2Ⅱ?qū)酉禐榻镌慈侵耷熬壋练e，油層埋深928～1050 m，巖屑長(zhǎng)石砂巖，儲(chǔ)層膠結(jié)疏松、孔隙度大，滲透率高、巖心分析平均孔隙度23.7%，滲透率2.33μm2，滲透率變異系數(shù)0.85。油藏流體低溫、高粘、低礦化度，地層溫度50℃，地下原油粘度72.6 mPa·s；地層水總礦化度為2127 mg／L；原始地層壓力9.8 MPa，飽和壓力8.0MPa，地飽壓差1.8 MPa。

該層系于1978年9月投入開發(fā)，次年12月注水；1996年8月實(shí)施一次聚合物驅(qū)（注聚濃度1000～1200 mg／L，段塞0.43 PV），2000年3月轉(zhuǎn)入后續(xù)水驅(qū)。截止2006年7月一次聚驅(qū)提高采收率11.02%，單元采出程度37.8%；于2006年8月進(jìn)行二次聚合物驅(qū)，其注采井網(wǎng)在一次注聚井網(wǎng)基礎(chǔ)上，將主體區(qū)的3口油井轉(zhuǎn)注聚合物，在注入平衡區(qū)將其它層系采油井上返本層系1口；方案設(shè)計(jì)注聚濃度1800 mg／L，注聚段塞0.22 PV。

2 二次聚驅(qū)見效特征

為使二次注聚有效擴(kuò)大波及體積，首先對(duì)所有即將注聚的井實(shí)施深度調(diào)剖（注入0.3 PV），并對(duì)層間滲透率差異大的2口井實(shí)施分注。此次二次注聚的開采見效特征主要表現(xiàn)為多向受效的油井和為完善井網(wǎng)進(jìn)行大幅度調(diào)整的油井，其增油降水幅度大。

H2Ⅱ?qū)酉底⒕劬畬?duì)應(yīng)油井的見效情況見表1。可以看出，多向受效油井增油幅度和降水幅度明顯較大，增油倍比達(dá)到2.4；兩向受效井和單向受效井效果相對(duì)差。可見，提高聚驅(qū)儲(chǔ)量控制程度、增加油井多向受效率，對(duì)保證聚驅(qū)增油幅度十分重要。

層系不同區(qū)域油井增油效果差異也較大，與一次聚驅(qū)井網(wǎng)對(duì)比，二次聚驅(qū)井網(wǎng)調(diào)整力度大的區(qū)域油井見效率及增油幅度均較高，二次聚合物驅(qū)的調(diào)整區(qū)域，即3口油井轉(zhuǎn)注聚后對(duì)應(yīng)的8口油井全部見效。

通過(guò)對(duì)該層系一次聚驅(qū)對(duì)應(yīng)油井在二次聚驅(qū)階段見效狀況的統(tǒng)計(jì)分析（見圖1，圖2，表2）可知：二次聚驅(qū)中井網(wǎng)調(diào)整新增受效方向的井，增油降水效果顯著，增油倍數(shù)4.4，與一次聚驅(qū)效果接近；而前后兩次聚驅(qū)中受效方向不變的6口油井效果較差，增油倍數(shù)僅1.17，明顯低于一次聚驅(qū)效果。顯然井網(wǎng)調(diào)整改變液流方向，是促使二次聚驅(qū)擴(kuò)大波及體積增油見效的主要因素之一。

表1 H2Ⅱ?qū)酉刀尉垓?qū)對(duì)應(yīng)油井見效情況對(duì)比

圖1 新增受效方向油井開采曲線

圖2 老方向受效井開采曲線

3 改善聚驅(qū)效果的方法

3.1 提高注聚濃度和粘度，建立更有效的地下滲流阻力場(chǎng)

下二門H2Ⅱ?qū)酉祵儆诟邼B、高粘、強(qiáng)非均質(zhì)性油藏。一次注聚期間井口粘度30～40 mPa·s，由于油藏局部滲流優(yōu)勢(shì)通道發(fā)育，雖然實(shí)施了調(diào)剖，但聚竄仍較嚴(yán)重；二次聚驅(qū)方案設(shè)計(jì)注聚濃度1800 mg／L，粘度提高到60～80 mPa·s，注聚初期仍有4口注聚井注入壓力上升幅度小、未建立有效的流動(dòng)阻力，故將注聚濃度提高到2200 mg／L，使注入壓力上升2～4 MPa；在地面混配暴氧除硫工藝實(shí)施后，單元再次大幅提高了注入粘度，達(dá)到120 mPa·s以上，單元平均注入壓力由注聚前的4.1 MPa提高到9.8 MPa，上升5.7 MPa，遠(yuǎn)高于一次聚驅(qū)的平均注入壓力上升值1.3 MPa（表3）。通過(guò)提高驅(qū)劑注入粘度建立了更為有效的地下滲流阻力場(chǎng)，從而保證增油效果的延續(xù)。

表2 一次與二次聚驅(qū)對(duì)應(yīng)油井增油降水指標(biāo)對(duì)比

通過(guò)注聚粘度的大幅上升，單元日產(chǎn)油由注聚前40.4t增至67.1 t，綜合含水由注聚前93.3%下降到89.8%。單元實(shí)際日產(chǎn)油與預(yù)測(cè)指標(biāo)接近，但仍未達(dá)到預(yù)測(cè)產(chǎn)量高峰值，該階段提高采收率0.64%。

表3 H2Ⅱ?qū)酉狄?、二次聚?qū)注入指標(biāo)對(duì)比

3.2 低效井側(cè)鉆和潛力區(qū)部署新井?dāng)U大聚驅(qū)波及體積

由于斷層及物性影響，H2Ⅱ?qū)酉狄淮尉垓?qū)后局部區(qū)域井網(wǎng)未有效控制，使這些部位剩余油相對(duì)集中，斷層附近、井網(wǎng)未控制和壓力平衡區(qū)剩余油富集，位于層系北部5號(hào)大斷層附近的Q19井，距Q25、Q26兩口注聚井較遠(yuǎn)，且注采井間存在物性較差的分流間灣，造成驅(qū)劑在該方向難以推進(jìn)，兩次聚驅(qū)Q19井都未見效，故于2008年10月從Q19井往南側(cè)鉆90 m，側(cè)Q19投產(chǎn)初日產(chǎn)油達(dá)到15.9 t，含水35.6%，并見到聚驅(qū)的持續(xù)增油效果；另一口采油井Q24井位于層系中部發(fā)育的11號(hào)和12號(hào)小斷層間，由于注采不對(duì)應(yīng)、開發(fā)后期產(chǎn)能很低，考慮到11號(hào)斷層南部附近無(wú)采油井點(diǎn)，剩余油難以動(dòng)用，故于2008年11月，由Q24井側(cè)鉆到11號(hào)斷層南部獲得高產(chǎn)（日產(chǎn)油17.8 t，含水50.5%）。鑒于二次注聚過(guò)程在剩余油潛力區(qū)完善井網(wǎng)取得好效果，2009年至2010年又相繼在油水邊界及上傾部位利用低效井上返補(bǔ)孔和部署完善井，油水邊界附近低效井試采層段初期日產(chǎn)油2～5 t，含水77.2%～86.3%；上傾部位完善井投產(chǎn)初期日產(chǎn)油11 t，含水76.0%。不同部位井層的投產(chǎn)效果證實(shí)，水驅(qū)和聚驅(qū)后地下剩余油的二次運(yùn)移形成了新的剩余油富集區(qū)，通過(guò)完善井可擴(kuò)大聚驅(qū)波及體積。

3.3 合理動(dòng)態(tài)調(diào)配提高油井見效率，適時(shí)追加段塞延長(zhǎng)見效期

利用油藏典型模型，研究多層非均質(zhì)儲(chǔ)層聚驅(qū)合理的提液時(shí)機(jī)及效果結(jié)果表明：對(duì)于多層非均質(zhì)地層，聚驅(qū)時(shí)提液的增油效果均好于聚驅(qū)不提液的效果，在油井見效時(shí)提液效果最佳，分別比不提液提高采收率0.38%～0.74%，高峰期后再提液增油效果明顯降低。根據(jù)油藏地質(zhì)條件及剩余油分布，優(yōu)選H2Ⅱ?qū)酉?口已見效的油井實(shí)施提液，措施實(shí)施后油井日增液量33.8 t，日增油4.6 t，含水下降1.8～2.7個(gè)百分點(diǎn)，聚驅(qū)效果得到進(jìn)一步擴(kuò)大（表4）。

另外針對(duì)H2Ⅱ?qū)酉的喜繙\1注聚井對(duì)應(yīng)油井見效不理想的狀況，于2008年1月對(duì)淺1井實(shí)施二次調(diào)剖，并于2008年11月將注入量提高40%后，對(duì)應(yīng)2口采油井（J6－131、J6－121）增油降水效果明顯，J6－131井日增油14.4 t，含水下降17.3個(gè)百分點(diǎn)（圖4），J6－121井日增油6.6 t，含水下降8.1個(gè)百分點(diǎn)。合理動(dòng)態(tài)調(diào)配進(jìn)一步提高了油井見效率。

表4 H2Ⅱ?qū)酉刀巫⒕塾途嵋盒Ч麑?duì)比

圖3 J6－131井二次聚驅(qū)開采曲線

由于采取了以上多項(xiàng)調(diào)整措施，二次聚驅(qū)產(chǎn)油量持續(xù)保持穩(wěn)中有升的勢(shì)頭。當(dāng)二次注聚至方案設(shè)計(jì)段塞0.22 PV時(shí)，H2Ⅱ?qū)酉嫡幱谠鲇蜕仙A段。故根據(jù)單元整體見效情況，通過(guò)技術(shù)和經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)及時(shí)追加注聚段塞至6.7 PV，從而有效延長(zhǎng)了二次聚驅(qū)的增油降水見效高峰期，顯著提高了二次聚驅(qū)的開發(fā)效果。

4 二次聚驅(qū)效果

下二門H2Ⅱ?qū)酉低ㄟ^(guò)上述系列調(diào)整工作，使二次注聚日產(chǎn)油由2008年9月調(diào)整前的67.1 t大幅上升至123.7 t，并持續(xù)保持較高的水平，綜合含水也由89.8%繼續(xù)下降到86.4%（圖4）。二次注聚見效高峰期增油倍比達(dá)到3.04，階段提高采收率4.96個(gè)百分點(diǎn)，噸聚換油率21.3 t／t。二次聚驅(qū)取得了顯著的增油降水效果。說(shuō)明一次聚驅(qū)后在認(rèn)清剩余油分布特點(diǎn)的基礎(chǔ)上，通過(guò)提高注聚濃度、完善井網(wǎng)、最大限度改變液流方向及合理動(dòng)態(tài)調(diào)配，可實(shí)現(xiàn)二次聚驅(qū)進(jìn)一步擴(kuò)大波及體積和提高采收率的目標(biāo)。

圖4 下二門H2II層系二次聚驅(qū)方案預(yù)測(cè)與實(shí)際開發(fā)指標(biāo)對(duì)比

［1］王德民，程杰成，吳軍政，等.聚合物驅(qū)油技術(shù)在大慶油田的應(yīng)用［J］.石油學(xué)報(bào)，2005，26（1）：74－78.

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