鄒 瑋 陳玉琨 樓仁貴 張 強 郭曉璐

(1.新疆油田分公司勘探開發(fā)研究院 新疆克拉瑪依 834000；2.中海石油財務(wù)有限責(zé)任公司 北京 100010)

聚合物驅(qū)是利用驅(qū)油劑的黏彈性特征擴大波及體積、提高洗油效率，從而大幅度提高采收率的一種有效開發(fā)技術(shù)。目前國內(nèi)室內(nèi)研究和礦場試驗多應(yīng)用在砂巖油藏，以新疆油田為代表首先開展礫巖油藏聚合物驅(qū)攻關(guān)試驗并取得成功，但對聚合物驅(qū)見聚特征與影響因素還未做深入研究。

克拉瑪依油田七東1區(qū)克下組屬典型的礫巖油藏，具有復(fù)模態(tài)孔隙結(jié)構(gòu)特征，儲層嚴(yán)重非均質(zhì)，聚驅(qū)試驗區(qū)注聚后呈現(xiàn)明顯區(qū)域劃分，不同相帶、滲透率級別下生產(chǎn)差異明顯。對比試驗區(qū)不同區(qū)域油井的見聚見效時間、見聚濃度、含水率變化和增油情況，以及見效前后油藏剖面的動用變化情況，從儲層物性、平面非均質(zhì)性以及聚驅(qū)控制程度等因素著手，深入分析見聚見效特征的影響因素，為礫巖油藏聚合驅(qū)動態(tài)跟蹤調(diào)整提供指導(dǎo)。

1 試驗區(qū)概況

聚合物驅(qū)試驗區(qū)位于克拉瑪依油田七東1區(qū)克下組油藏中南部，構(gòu)造為一傾向東南的單斜，內(nèi)部斷層不發(fā)育。巖性以礫巖為主，夾有砂巖、泥巖。儲層主要特點是巖性粗、分選差，為山麓洪積扇沉積，屬新疆油田礫巖Ⅰ類儲層。自下而上分為S7和S6兩個砂層組，S7和S6又分成S74、S73、S72、S71、S63、S62、S61等7個砂層，S72、S73、S74砂層為聚合物驅(qū)工業(yè)化試驗?zāi)康膶?，目的層S72+3+4層沉積厚度31.5～46m，均有自北向東南、西南增厚的特點。

試驗區(qū)有效厚度14.8m，原始地質(zhì)儲量1.94×106t，目的層平均滲透率817mD，滲透率分帶性明顯。試驗區(qū)采用五點法面積井網(wǎng)，注入井9口，采油井16口。截止2014年6月，試驗區(qū)累積產(chǎn)油1.43×105t，階段采出程度7.4%，聚驅(qū)開發(fā)效果較好。

2 試驗區(qū)油井見聚見效特征

試驗區(qū)自2006年9月開始注聚合物，注聚5個月后油井陸續(xù)見效。16口采油井中，2口井同時見聚見效，3口井先見聚再見效，11口井先見效再見聚。先見效再見聚井?dāng)?shù)所占比例大，且都分布在試驗區(qū)油藏中南部。

(1)見效見聚時間。南部8口采油井平均見聚時間為22個月，最長的在注聚后39個月見聚。北部平均見聚時間17個月，最早見聚為11個月。北部井平均見聚時間早于南部。

(2)產(chǎn)聚濃度(圖1)。經(jīng)過一段時間注聚后，北部區(qū)域產(chǎn)聚濃度高，而南部產(chǎn)聚濃度低。總體看北部區(qū)域產(chǎn)聚正常，南部區(qū)域產(chǎn)聚偏低，且南部部分邊角井產(chǎn)聚濃度較低，呈聚驅(qū)前沿尚未突破的態(tài)勢。

圖1 試驗區(qū)產(chǎn)聚濃度分布圖

(3)增油情況(圖2)。北部油井較晚見效，注聚前的年產(chǎn)油較低(0.23×104t)。聚驅(qū)見效后，2009年年產(chǎn)油增至1.43×104t，增油量最大；中心井見效較早，見效后的年增油比北部井少；而南部年產(chǎn)油最大增幅為0.3×104t，增油量較小，且聚驅(qū)后期年產(chǎn)油量較注聚前有所降低。

圖2 聚驅(qū)試驗區(qū)南北分區(qū)年增油情況

(4)含水率變化(圖3)。聚驅(qū)見效后，試驗區(qū)內(nèi)16口油井含水率下降趨勢凸顯。中心井含水率下降幅度最大，從93.0%下降至84.3%；北部油井含水率下降幅度由注聚前的98.0%最低降至90.0%；南部油井注聚前含水率低于中部和北部油井，注聚初期含水率下降4%，后期含水率高于中心井。

圖3 聚驅(qū)試驗區(qū)南北分區(qū)含水情況

(5)剖面動用(圖4、圖5)。聚驅(qū)階段，油井動用程度由46%上升到81%，動用程度得到提高；水井動用程度總體上變化不大。說明聚合物驅(qū)油有效改善了儲層的非均質(zhì)性，提高了油藏的剖面動用程度。

圖4 試驗區(qū)油井剖面動用情況

圖5 試驗區(qū)水井剖面動用情況

3 見聚影響因素分析

3.1 儲層物性對油井見聚的影響

試驗區(qū)北部井平均滲透率1472mD(表1)，北部井滲透率是中部井的1.9倍，是南部井的1.7倍；試驗區(qū)北部沉積物顆粒粒徑大，細(xì)小填隙物含量低，形成的孔喉半徑比南部大，北部井對應(yīng)的平均孔喉半徑6.8μm，比南部平均孔喉半徑大1.6倍，比中部平均孔喉半徑大1.24倍，北部物性較好。

表1 試驗區(qū)滲透率與孔喉半徑統(tǒng)計表

從表1中可看出，滲透率分布具有明顯的分帶性，北部滲透率高，南部低，聚合物注人地層后首先進人壓力低的高滲透層，隨著吸附捕集作用的增加，高滲透層滲流阻力增加，主要吸液層開始從高滲透層轉(zhuǎn)向中低滲透層，所以北部見聚時間早于南部和中心井，先見聚再見效井和同時見聚見效井多分布在北部。

3.2儲層非均質(zhì)性對油井見聚的影響

試驗區(qū)北部井滲透率級差為5.459，滲透率突進系數(shù)為2.237(表2)，非均質(zhì)程度高于中心井和南部(圖6)，聚合物在滲透率大的方向和部位快速推進，在低滲方向和部位推進較慢，造成聚驅(qū)前緣嚴(yán)重非均質(zhì)分布，影響聚合物波及效率，導(dǎo)致北部產(chǎn)聚濃度高，含水率較高。

表2 不同區(qū)域儲層非均質(zhì)性對比

圖6 試驗區(qū)滲透率縱向分布圖

對于單井而言，先見聚再見效井和同時見聚見效井都位于儲層非均質(zhì)性較強的北部，例如北部7149井儲層非均質(zhì)性強(滲透率級差64.62，突進系數(shù)3.05)，層間差異大，易水竄，見聚早，且其對應(yīng)注聚井ES7003井吸水剖面單一，層數(shù)動用差，井組發(fā)生水淹，導(dǎo)致7149井見聚早，且產(chǎn)聚濃度上升快(見聚高峰期1638mg/L)，含水波動大，后期通過調(diào)剖措施，剖面調(diào)整均勻(圖7)，波及體積增大，沒有發(fā)生明顯“指進”現(xiàn)象。

圖7 ES7003井不同時期吸水剖面

3.3 聚驅(qū)控制程度對油井見聚的影響

聚驅(qū)控制程度體現(xiàn)了油層平面的連通方向、油層滲透率以及聚合物能進入的孔隙空間對聚驅(qū)效果和見聚程度的綜合影響，以中心井與全區(qū)聚驅(qū)控制程度對比其聚驅(qū)效果，試驗區(qū)內(nèi)中心井、北部和南部的聚驅(qū)控制程度(射孔段中滲透率＞50mD下)分別為79%、82%和70%，北部井的聚驅(qū)控制程度高于中心井和南部井。

從聚驅(qū)見效前后增油量和含水率變化情況看，北部采油井2006年產(chǎn)油量為0.23×104t，注聚見效后2009年產(chǎn)油最大增至1.43×104t，增幅較大；中心井的含水率下降幅度大于南部和北部井，可以看出聚驅(qū)控制程度較高的北部井，聚合物進入孔隙可驅(qū)替程度高，則油井聚驅(qū)增油效果越好。而且由于中心井4向受效，注采關(guān)系完善，聚合物段塞在地層內(nèi)多向推進，導(dǎo)致中心井聚驅(qū)含水率下降幅度較大。

4 結(jié)論與認(rèn)識

(1)試驗區(qū)聚驅(qū)見聚見效特征明顯：先見效再見聚井所占比例高，多分布在試驗區(qū)油藏中南部；物性較好的北部區(qū)域產(chǎn)聚濃度較高，但開發(fā)效果比南部好，增油降水效果優(yōu)于南部；聚驅(qū)見效后，油水井的剖面動用情況變好，聚合物波及體積增大。

(2)儲層物性及非均質(zhì)性、聚驅(qū)控制程度對見聚影響大：北部滲透率高、物性好，聚合物優(yōu)先進入，所以對見聚時間影響較大，導(dǎo)致北部見聚時間較早；儲層非均質(zhì)性的強弱影響聚合物的產(chǎn)出，非均質(zhì)性強，油水井層數(shù)動用差，聚合物波及效率差，產(chǎn)聚濃度高；聚驅(qū)控制程度較高的北部井和中心井，開發(fā)效果好。

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