姜顏波

（中國石化油田勘探開發(fā)事業(yè)部，北京100728）

聚合物驅(qū)是一項有效的提高采收率技術(shù)，但由于陸相沉積油藏的儲集層嚴(yán)重非均質(zhì)性，聚合物驅(qū)后仍有相當(dāng)部分剩余可動油未動用或動用差，再采用水驅(qū)及單一的化學(xué)驅(qū)技術(shù)進(jìn)一步大幅度提高采收率的難度越來越大。井網(wǎng)重組［1－4］是開發(fā)后期常用的油藏調(diào)整方式，通過層系細(xì)分重組、矢量井網(wǎng)等，可有效改變液流方向，擴(kuò)大波及體積，一般提高采收率2～3個百分點(diǎn)，但是作用時間短，不能有效提高驅(qū)油效率。非均相復(fù)合驅(qū)［5］是近年來發(fā)展的一種新型化學(xué)驅(qū)油體系，具有更強(qiáng)的擴(kuò)大波及和驅(qū)油效率的能力，但若采用原井網(wǎng)驅(qū)替，擴(kuò)大波及體積的能力依然有限。本文針對試驗聚合物驅(qū)后油藏的特點(diǎn)，開展了井網(wǎng)重組與非均相復(fù)合驅(qū)復(fù)合提高采收率研究。

1 研究區(qū)概況

孤島油田位于濟(jì)陽坳陷沾化凹陷東部的新近系大型批覆構(gòu)造帶上，是一個以新近系館陶組疏松砂巖為儲層的大型披覆背斜構(gòu)造整裝稠油油藏。孤島油田中一區(qū)Ng3單元位于孤島油田主體部位的頂部，目的層系為上館陶組的Ng3砂層組，包括Ng33、Ng34、Ng35三個小層，為河流相正韻律沉積，孔隙度33%，滲透率（1 500～2 500）×10－3μm2。原油地下粘度46．3 mPa·s，地層水礦化度5 923 mg／L，Ca2＋、Mg2＋含量90 mg／L，原始油層溫度69．5℃。

孤島油田中一區(qū)Ng3單元1971年9月投產(chǎn)，1974年9月開展注水，1992年10月開展了聚合物驅(qū)［6］，1997年3月轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)，2005年12月聚合物驅(qū)項目結(jié)束，提高采收率12．5%，采收率55．1%，綜合含水98．3%。

孤島油田中一區(qū)Ng3單元經(jīng)過40多年的開發(fā)，經(jīng)歷了水驅(qū)和聚合物驅(qū)階段，在現(xiàn)有技術(shù)和井網(wǎng)條件下，進(jìn)一步提高采收率面臨諸多問題，需要進(jìn)一步擴(kuò)大波及體積和提高驅(qū)油效率來實(shí)現(xiàn)大幅度提高采收率的目標(biāo)。

2 井網(wǎng)優(yōu)化調(diào)整部署

2．1 井網(wǎng)調(diào)整原則

剩余油分布特點(diǎn)作為聚合物驅(qū)后油藏井網(wǎng)調(diào)整考慮的主要因素，確定調(diào)整原則如下：

（1）保持注采井網(wǎng)完善。針對平面剩余油普遍分布的特點(diǎn)，為挖潛平面剩余油潛力，進(jìn)行井網(wǎng)整體調(diào)整，要求保持注采井網(wǎng)完善性。

（2）轉(zhuǎn)變液流方向。目前井網(wǎng)對局部富集剩余油控制較差，為挖潛平面剩余油潛力，要求新調(diào)整井網(wǎng)能夠轉(zhuǎn)變液流方向。

（3）層系細(xì)分可行性。針對層間驅(qū)替的不均衡和層間剩余油主要富集于主力小層的特點(diǎn)，進(jìn)行層系細(xì)分的可行性研究。

（4）水平井可行性。水平井挖潛油層頂部和夾層附近剩余油有較大優(yōu)勢，但對多層油藏適用性較差，在分層的基礎(chǔ)上可以考慮水平井的可行性。

2．2 井網(wǎng)調(diào)整優(yōu)化部署

試驗區(qū)井網(wǎng)經(jīng)過兩次調(diào)整，目前采用300 m×270 m交錯行列式注采井網(wǎng)，井排方向近東西向，流線是南北向，該井網(wǎng)形式在1992年開始聚合物驅(qū)時形成，經(jīng)過聚合物驅(qū)和后續(xù)水驅(qū)，基本維持不變，流線形成固有通道，不利于進(jìn)一步提高波及體積。

根據(jù)井網(wǎng)層系調(diào)整原則設(shè)計了改變流線注采方向調(diào)整和保持流線注采方向調(diào)整二種方式，考慮層系組合劃分和水平井的利用，又各細(xì)分為保持一套層系、細(xì)分二套層系和水平井調(diào)整三種方式各7種方案（表1）。

表1 不同調(diào)整方案指標(biāo)匯總

通過對比兩種調(diào)整方式14個方案15年開發(fā)指標(biāo)，變流線調(diào)整方式7個方案最終采收率為57．4%～58．8%，比基礎(chǔ)方案提高采收率2．3%～3．7%，平均為3．0%。保持流線方向調(diào)整方式7個方案最終采收率為55．9%～58．8%，比基礎(chǔ)方案提高采收率0．8%～3．7%，保持流線方向調(diào)整方案11也能達(dá)到58．8%的采收率，但該方案鉆新井?dāng)?shù)是變流線調(diào)整方案1的一倍，所以變流線方向調(diào)整方式比保持流線方向調(diào)整方式具有較大優(yōu)勢，推薦變流線調(diào)整方式。

綜合對比變流線調(diào)整方式，一套層系方案1生產(chǎn)效果較好。分層系調(diào)整雖然避免了層間干擾，但由于受分層系流線變化小和上層系水井間、下層系油井間剩余油動用不好的影響，開發(fā)效果不如一套層系方案1，采收率低0．4%～1．1%。水平井對于單層開采有優(yōu)勢，分層系井網(wǎng)有利于發(fā)揮水平井優(yōu)勢，比直井調(diào)整采收率高0．2%，但同樣受分層系流線變化小和密井網(wǎng)條件不利發(fā)揮水平井優(yōu)勢的限制，開發(fā)效果不如一套層系方案1，采收率低0．2%，且投入比方案1大。因此，方案1，即設(shè)計老水井間加密油井，老油井間加密水井，在油、水井排間加密一排井，隔井轉(zhuǎn)注，形成135 m×150 m正對行列注采井網(wǎng)（圖1），井排方向由東西向調(diào)整為南北向，轉(zhuǎn)動90°，主流線由南北向調(diào)整為東西向，流線轉(zhuǎn)動60°。這種調(diào)整方式變原井網(wǎng)分流線為主流線，達(dá)到強(qiáng)化波及、均衡驅(qū)替的目的。調(diào)整后，中心井區(qū)注入井15口，油井10口。

3 非均相復(fù)合驅(qū)注入?yún)?shù)設(shè)計

針對聚合物驅(qū)后油藏非均質(zhì)性進(jìn)一步增加、剩余油更加分散的特點(diǎn)，在成熟的表面活性劑和聚合物二元復(fù)合體系中加入粘彈性顆粒驅(qū)油劑（PPG），形成非均相復(fù)合驅(qū)油體系。PPG遇水溶脹，在油藏中具有封堵和運(yùn)移性能，因此非均相復(fù)合驅(qū)較單一聚合物驅(qū)能夠更好地擴(kuò)大波及體積，同時具有較強(qiáng)的提高驅(qū)油效率的能力。

采用數(shù)值模擬技術(shù)對注入?yún)?shù)進(jìn)行了優(yōu)化設(shè)計，參數(shù)優(yōu)化包括注入劑的注入濃度、注入段塞、注入速度等方面，在優(yōu)化過程中，主要對比提高采收率幅度、噸聚增油以及綜合指標(biāo)（提高采收率×噸聚增油）對數(shù)模結(jié)果進(jìn)行篩選。

結(jié)合油藏綜合研究，確定礦場采用二段塞注入方式：0．05 PV×（1 500 mg／L PPG＋1 500 mg／L聚合物）＋0．3 PV（0．4% 表面活性劑＋1 200 mg／L聚合物＋1 200 mg／L PPG），注入速度為0．12 PV／a。

4 復(fù)合增效效果分析

根據(jù)數(shù)值模擬預(yù)測結(jié)果，研究區(qū)井網(wǎng)調(diào)整后水驅(qū)比原井網(wǎng)提高采收率3．7%，井網(wǎng)調(diào)整后進(jìn)行非均相復(fù)合驅(qū)提高采收率8．5%，增油高峰期含水下降8．2%。原井網(wǎng)轉(zhuǎn)非均相復(fù)合驅(qū)預(yù)測提高采收率3．6%，“井網(wǎng)調(diào)整＋非均相復(fù)合驅(qū)”共同作用的結(jié)果要好于兩者單獨(dú)作用的簡單相加，兩項技術(shù)復(fù)合增效（井網(wǎng)調(diào)整＋非均相復(fù)合驅(qū)）較單一調(diào)整方式采收率之和7．3%高出1．2個百分點(diǎn)，達(dá)到了1＋1大于2的復(fù)合增效效果。

礦場井網(wǎng)調(diào)整后，新井投產(chǎn)投注，中心井區(qū)日產(chǎn)油由4．5 t上升到20．0t左右，初期含水下降到50%左右，3個月后開始大幅回升。2011年開始非均相復(fù)合驅(qū)，含水最低下降了17．5個百分點(diǎn)，日產(chǎn)油最高增加到84．7 t。目前中心油井全部見效，已提高采收率3．56%。

5 結(jié)論

（1）根據(jù)研究區(qū)聚合物驅(qū)后油藏非均質(zhì)性進(jìn)一步增強(qiáng)，剩余油分布更加分散、復(fù)雜和多樣化的特點(diǎn)，通過井網(wǎng)加密調(diào)整和流線調(diào)整，最大限度地改變液流方向，擴(kuò)大波及體積，提高采收率3．7%。

（2）“井網(wǎng)調(diào)整＋非均相復(fù)合驅(qū)”復(fù)合增效，能夠大幅度提高聚合物驅(qū)后油藏采收率，比二者單獨(dú)作用之和高于1．2%。

［1］袁向春，楊鳳波．高含水期注采井網(wǎng)的重組調(diào)整［J］．石油勘探與開發(fā)，2003，30（5）：94－96．

［2］王賀軍．喇薩哈油田層系井網(wǎng)重組方式研究［J］．長江大學(xué)學(xué)報（自然版），2012，9（4）：75－77．

［3］李廣超，劉大錳，李廣智，等．水驅(qū)砂巖油田特高含水期井網(wǎng)重新優(yōu)化組合實(shí)踐與認(rèn)識［J］．石油天然氣學(xué)報，2006，28（3）：337－340．

［4］張霞，潘彥珍，柏世斌，等．雙河油田VI油組剩余油分布及井網(wǎng)綜合調(diào)整研究［J］．西安石油大學(xué)學(xué)報（自然科學(xué)版），2012，27（4）：72－75．

［5］曹緒龍．非均相復(fù)合驅(qū)油體系設(shè)計與性能評價［J］．石油學(xué)報（石油加工），2013，29（1）：115－121．

［6］顏捷先．勝利油區(qū)聚合物驅(qū)油技術(shù)的實(shí)踐與認(rèn)識［J］．油氣地質(zhì)與采收率，2002，9（3）：1－3．