陳一鶴　葉繼根　周　瑩　朱紅云　劉天宇　宋舜堯

（1.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京　100083； 2.中國石油大學（北京），北京 102249；3.大港油田公司勘探開發(fā)研究院，天津　300280）

大港油田高含水油藏聚合物驅開發(fā)技術

陳一鶴1，2葉繼根1周瑩3朱紅云3劉天宇1宋舜堯3

（1.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京100083； 2.中國石油大學（北京），北京 102249；3.大港油田公司勘探開發(fā)研究院，天津300280）

針對港西二區(qū)在二次開發(fā)過程中，含水率上升速度快、油藏采收率較低的問題，對港西二區(qū)進行了整裝區(qū)塊的聚合物驅實驗研究。通過對該區(qū)塊進行適應性評價及數(shù)值模擬研究，確定了注聚井及注聚層位，制訂了相應的注聚方案。經(jīng)過注聚后的跟蹤研究發(fā)現(xiàn)，聚合物驅改善了港西二區(qū)的開發(fā)效果，并根據(jù)開發(fā)效果，對注聚方案進行了重新優(yōu)化，重新認識了黏度、段塞與驅油效率的關系，利用油藏數(shù)值模擬對聚合物驅開發(fā)效果進行了預測。港西二區(qū)注聚合物驅技術的成功實施為高含水油藏整裝區(qū)塊的聚合物驅開發(fā)提供了良好范例。

聚合物驅；采收率；三次采油；數(shù)值模擬

大港油田很多區(qū)塊斷層較多，地質條件復雜，在二次開發(fā)過程中產(chǎn)油量下降以及含水率急劇上升導致了穩(wěn)產(chǎn)困難，綜合采收率只有30%左右，需要通過一些措施進行穩(wěn)產(chǎn)增效。聚合物驅油技術在國內(nèi)外得到廣泛應用，通過不斷研究已經(jīng)形成了較為完善的開發(fā)體系，包括對油藏進行聚合物驅適應性評價、注聚方案的確定與優(yōu)化、聚合物性能的改良、方案效果預測等。但是，這些研究大多針對某一單一層位或者某幾口井，很少有針對整個區(qū)塊進行的系統(tǒng)化聚合物驅研究［1］。港西二區(qū)采用污水注聚技術，首次進行了整裝區(qū)塊的化學驅數(shù)值模擬研究，優(yōu)化了注聚開發(fā)方案，并通過數(shù)值模擬軟件預測了開發(fā)效果。

1　港西二區(qū)聚合物驅適應性評價

對油藏聚合物驅的適應性評價是一個綜合過程，尤其對于一個整裝區(qū)塊進行適應性評價更是如此。由于開發(fā)面積大、構造復雜，只有影響聚合物驅效果的各個條件均處在一定的合理范圍內(nèi)才能獲得良好的開發(fā)效果。港西二區(qū)是陸相沉積的砂巖油藏，主要開采層位為館陶組和明化鎮(zhèn)組，砂體的二元結構呈典型正韻律沉積，且以泥質夾層為主。由于該區(qū)塊剩余油在空間內(nèi)的分布高度分散，且集中儲存在微型構造中，從地質構造上看十分有利于開展聚合物驅。

在進行聚合物驅油選擇時還要考慮幾個因素：油藏類型、油層滲透率、滲透率變異系數(shù)、油層溫度、地層水礦化度［2］，具體適應性參數(shù)及評價標準見表1。從整體情況分析來看，港西二區(qū)油藏比較符合聚合物驅提高采收率的要求。

表1　港西二區(qū)適應性評價參數(shù)

2　注聚方案

2.1注聚層位及注聚井的確定

為了在全區(qū)塊范圍內(nèi)確定最佳注聚層位和注聚井，對港西二區(qū)開展了整體數(shù)值模擬分析。采用ECLIPSE油藏數(shù)值模擬軟件，選取三維三相黑油模型為模擬器，在前期地質建?；A上采用地質建模軟件粗化后輸出的構造模型及屬性模型，并添加巖石及流體實驗數(shù)據(jù)，建立整個區(qū)塊的數(shù)值模型。由于港西二區(qū)屬于復雜斷塊油藏，非均質性嚴重，在網(wǎng)格平面上采用了角點網(wǎng)格系統(tǒng)，平面X、Y方向網(wǎng)格步長≤30 m，縱向網(wǎng)格均按照單砂層厚度計算分層，全區(qū)塊共計網(wǎng)格節(jié)點658 000個。通過在主要斷層處調(diào)整油水界面、局部含油范圍、孔隙體積、校正因子等相關參數(shù)，最終擬合后地質儲量為856.3 萬t。而該區(qū)塊地質儲量為820.3萬t，擬合誤差為4.2%，滿足擬合精度要求。經(jīng)擬合原始地層壓力為11.06MPa，地下原油黏度26.35 mPa·s，均符合擬合精度要求。為了更好的研究剩余油分布情況，還對港西二區(qū)水驅歷史進行了擬合。水驅歷史擬合采用定產(chǎn)油量擬合含水的方法進行，擬合時間步長為一個月，擬合了該區(qū)塊所有油井的全部生產(chǎn)歷史。還通過調(diào)整巖石壓縮系數(shù)、滲透率屬性場、相對滲透率曲線等對全區(qū)塊含水進行擬合，擬合誤差為3.25%，擬合效果良好。

由于整裝區(qū)塊面積較大，如果單純只針對全區(qū)進行歷史擬合則對現(xiàn)場實際情況的表述效果較差。為了確保精度還要進行單井歷史擬合，擬合步驟如下：根據(jù)生產(chǎn)井史，適度調(diào)整單井周圍的傳導率；根據(jù)生產(chǎn)情況，調(diào)整表皮因數(shù)；結合有吸水剖面的水井，判斷各井組的注采關系及流體的流向；結合動態(tài)數(shù)據(jù)，對注入井注入?yún)?shù)調(diào)整，保證注采平衡。經(jīng)過擬合，港西二區(qū)單井擬合合格率達到82.2%，擬合效果良好。

根據(jù)上述數(shù)值模擬結果，有效修正了水驅模型，結合全區(qū)地質條件確定注聚層位原則如下：平面上具有一定發(fā)育范圍和儲量規(guī)模、連通程度在80%以上的主力單砂層；無天然邊底水影響；若有邊底水必須具有穩(wěn)定的隔夾層；有清楚的注水見效開發(fā)歷史；有一定的剩余油資源潛力的單砂層。按照上述原則對港西二區(qū)全部76個單砂層進行篩選后，選出主力開采層位明化鎮(zhèn)組和館陶組的23個注聚單砂層，這些單砂層都具有良好的吸水狀況，部分單砂層目前水淹情況嚴重，剩余油飽和度較高。通過注聚布置，港西二區(qū)聚驅面積達到3.45 km2，注聚區(qū)塊控制地質儲量已達到408萬t，注聚砂體控制地質儲量610萬t，占注聚砂體地質儲量的66.9%［3］。

通過對港西二區(qū)的數(shù)值模擬研究還發(fā)現(xiàn)，該區(qū)主要儲層為NmⅡ、NmⅢ，含油面積約占明化鎮(zhèn)組和館陶組總含油面積的68%，地質儲量約占明化組和館陶組全部地質儲量的70%以上。除此之外，將其余局部發(fā)育較好且連通性較好的如NmⅠ、NgⅠ、NgⅡ、NgⅢ等也應作為注聚層，對于可能影響聚合物驅效果的小層進行封堵，對受益井中未射開的連通層進行補射［4］。

考慮到經(jīng)濟成本以及水驅開發(fā)歷史，此次注聚井的選擇立足現(xiàn)有井網(wǎng)，盡量擴大注聚波及范圍，從港西二區(qū)目前的70口油井、32口水井中，結合注聚層位的連通狀況、注入井條件以及注采井網(wǎng)系統(tǒng)狀況，確定了37口注聚井和58口受益井。其中單向受益井12口，雙向受益井28口，多相受益井18口，在本區(qū)塊建立了一套較完整的聚合物驅注采井網(wǎng)［5］。

2.2注聚方案的確定

為了尋找低成本適合本區(qū)塊聚合物驅的注聚方式，港西二區(qū)在注聚作業(yè)中采用污水注聚。與清水注聚相比，污水注聚比較容易形成剪切，發(fā)生降解降黏，影響聚合物所在地層中的穩(wěn)定性和黏度，因此必須進行污水處理措施［6］。通過參考大慶油田、大港油田其他區(qū)塊注聚模式，最終確定港西二區(qū)所注入的PAM水溶液聚合物用量為0.5 PV。其段塞結構為：前緣段塞0.05 PV（2 500 mg/L聚合物）+主體段塞0.3 PV（2 000 mg/L聚合物）+后尾段塞0.15 PV（1500 mg/L聚合物），注入時間為5年，注入速度0.1 PV/年；助劑為：污水處理劑10 mg/L，殺菌劑30 mg/L，穩(wěn)定劑100 mg/L［7］。

3　港西二區(qū)注聚開發(fā)效果評價

港西二區(qū)經(jīng)過歷時近一年的注聚開發(fā)，注聚井和產(chǎn)油井均已初見成效。

3.1注聚井效果評價

港西二區(qū)共有注聚井37口，經(jīng)過篩選得到有效數(shù)據(jù)井36口。通過對港西二區(qū)注聚后一年內(nèi)的數(shù)據(jù)進行分析，注聚井改善效果明顯，各壓力指標均有所提升。注聚近一年以來所有注入井日均注入量由注聚前的52.56 m3/d增加到58.83 m3/d；注入壓力由注聚前的6.18 MPa提升到8.63 MPa，并且有進一步提升的趨勢，說明所注聚合物的前緣段塞已經(jīng)建立起了一定的阻力系數(shù)。由于港西二區(qū)的注聚井網(wǎng)是在原有的水驅井網(wǎng)基礎上形成的，沒有進行大的調(diào)整，因此該區(qū)塊其他指標未發(fā)生顯著變化。

3.2受益井效果評價

港西二區(qū)注聚受益井共58口，經(jīng)過篩選得到有效數(shù)據(jù)井53口。經(jīng)過分析近一年的數(shù)據(jù)發(fā)現(xiàn)注聚受益井中有23口井經(jīng)過注聚后提高了驅油效率，其中14口受益井受效顯著。注聚后23口注聚見效井總產(chǎn)液量由注聚前的466.72 t/d減小到429.21 t/d；總產(chǎn)油量由注聚前的62.28 t/d增長到79.85 t/d；采出液含水率由注聚前的86.66%降低到了81.39%，可見聚合物對于改善地層吸水狀況、調(diào)整地層吸水剖面起到了一定作用，有明顯的增油降水作用［8］。此外，剩余的30口注聚未見效井中，除有3口井因為人為作業(yè)導致注聚效果變差外，其余27口井的自然遞減率均比注聚前降低了10%~35%。通過注聚，港西二區(qū)日均產(chǎn)油量由注聚前的147.71 t/d增長到注聚后的155.82 t/d；整體自然遞減率已經(jīng)由注聚前的8.66%降低到5.84%。特別是港西二區(qū)二斷塊的注聚效果尤其明顯，其綜合遞減率已經(jīng)由注聚前的8.89%降低到-6.14%，自然遞減率由注聚前的12.94%降低到-2.56%。對比注聚前的二次開發(fā)，港西二區(qū)整體水驅動用程度由67.8%上升到70.7%，綜合含水率由92.8%下降到90.94%。

4　注聚方案優(yōu)化及效果預期

4.1注聚方案優(yōu)化

經(jīng)過一年的注聚后，利用數(shù)值模擬技術在水驅歷史動態(tài)擬合的基礎上，針對聚合物驅的注入濃度與聚合物總用量通過十字正交分析法優(yōu)化開發(fā)方案。擬優(yōu)化的新方案以含水率達到98%或聚合物驅方案的含水率與水驅方案的含水率交點為注聚失效點，固定所注入聚合物濃度為1 000 mg/L、1 500 mg/L、2 000 mg/L，注聚速度恒定為0.12 PV/年時，篩選段塞長度為0.1~0.7 PV的7個注聚方案，并與水驅開發(fā)指標進行綜合對比得出預測開發(fā)指標，見圖1。當聚合物濃度分別為1 000 mg/L、1 500 mg/L、2 000 mg/L時，隨著注入體積倍數(shù)的增加，采收率提高值逐漸增大，與此同時隨著注入段塞增大，聚合物使用量增加，噸聚合物增油量下降。當注入聚合物濃度為1 000 mg/L時，注入體積倍數(shù)0.7 PV為最佳方案；當聚合物濃度為1 500 mg/L時，注入體積倍數(shù)0.4 PV為最佳方案；當聚合物濃度為2 000 mg/L時，注入體積倍數(shù)0.3 PV為最佳方案［9］。

圖1　不同注聚方案開發(fā)效果指標預測

表2所示為注入濃度為1 000 mg/L（方案1）、1500 mg/L（方案2）、2 000 mg/L（方案3）時最優(yōu)段塞分別為0.7 PV、0.4 PV、0.3 PV。結合油藏實際情況進行進一步優(yōu)選：從噸聚合物增油量來看方案3最佳，方案2略低，方案1最差；從提高采收率指標來看方案3、方案2幾乎相同，方案1最差；從聚合物用量角度來看方案1最差，方案2和方案3幾乎相同；再結合產(chǎn)量相關指標進行分析，方案1雖然穩(wěn)產(chǎn)時間較長，但是投資回收期亦最長。方案3穩(wěn)產(chǎn)能力較差，后期產(chǎn)量迅速下降。此外通過多組聚合物驅實驗并結合圖1還發(fā)現(xiàn)：在低黏度比下，隨注入段塞增大，驅油效果呈現(xiàn)變好趨勢；在高黏度比下，注入段塞增大到一定程度后，驅油效果不變甚至下降。這是由于在所注入聚合物溶液濃度較低時，隨著段塞不斷增大，后續(xù)水不容易突破聚合物段塞，有利于提高驅油效率；當所注聚合物溶液濃度較高時，增加注入段塞長度到某一定值前所注聚合物能通過分子間物理纏繞和在巖石表面上吸附使得水驅波及效率大幅提高；但隨著聚合物溶液的繼續(xù)注入，在初始注入聚合物溶液作用的基礎上，后續(xù)注入的聚合物溶液在巖石表面的吸附作用將變?nèi)跏沟镁酆衔锶芤簲U大波及效率能力不能完全發(fā)揮出來，所注聚合物甚至吸附、滯留、捕集在巖石表面，降低油層的孔隙度和滲透率還會與地層水中的鈣鎂離子反應，產(chǎn)生絮狀沉淀并從溶液中析離出來，堵塞油層孔道，影響最終采收率。更有部分聚合物還可能與原油產(chǎn)生不同程度的乳化，增加注入流體的阻力。因此，綜合所有上述分析，方案2即注聚濃度為1 500 mg/L，段塞0.4 PV，為本區(qū)塊注聚最佳優(yōu)化方案。通過數(shù)值模擬預計噸聚合物增油量為104.78 t，可提高采收率12.7%。把此實驗的結論進行推廣，該區(qū)塊或者本油田其他類似區(qū)塊以后可將此注聚方案定為優(yōu)選注聚方案［8］。

表2　三種聚合物驅開發(fā)方案指標對比

4.2注聚效果預測

在前期水驅數(shù)值模擬研究計算出末階段壓力場和含水飽和度場的基礎上，利用Eclipse油藏數(shù)值模擬軟件，根據(jù)油田生產(chǎn)實際，結合實驗室提供的聚合物相關實驗參數(shù)，進行了聚合物驅數(shù)值模擬研究。在水驅模型基礎上添加的模型注聚參數(shù)主要體現(xiàn)在：模型的定義，選擇Polymer Flood Model模型；PVT參數(shù)設置，PLYVISC（聚合物溶液黏度函數(shù)）、PLYSHEAR（聚合物剪切稀釋數(shù)據(jù)）、 PLYMAX（聚合物/鹽的濃度）；SCAL參數(shù)設置，PLYROCK（聚合物驅巖石屬性）、PLYADS（聚合物吸附函數(shù)）；SCH參數(shù)設置，設置注聚段塞尺寸，設置配產(chǎn)及配注。通過礦場資料研究，確定港西二區(qū)黏濃曲線如圖2所示。不同聚合物濃度對應的巖石吸附濃度均為0，即不考慮巖石的吸附性，將上述數(shù)據(jù)及之前確定的注聚方案輸入，從而進行聚合物驅數(shù)值模擬分析研究。

圖2　港西二區(qū)黏濃曲線

通常聚合物注入地下，在考慮剪切的情況下，聚合物黏度會有所降低，為了使計算結果與實際更加接近，本次模擬設計了一套聚合物黏度保留率為60%時的注聚方案。通過對前期以及注聚后一年數(shù)據(jù)的分析、匯總，用優(yōu)化后的新方案進行數(shù)值模擬和產(chǎn)量遞減法兩種方式預測，具體預測結果如圖3所示。通過數(shù)值模擬預測，該區(qū)塊注聚效果將在2029年失效，注聚失效時累計比注水方案增油38.5萬t，聚合物驅（60%黏度保留率）相對于水驅累計增油33.3萬t。注聚層采出程度由原來的28.45%提升到37.49%，可提高9.04個百分點。注聚與注水方案對比年增油量在2016年達到最高峰4.18萬t，而通過油藏工程方案預測年最大增油量將出現(xiàn)在2017年為4.28萬t?？梢?，通過油藏工程方案進行的預測與通過數(shù)值模擬方案進行的預測結果大致吻合，注聚開發(fā)將在該油藏中取得較好的效果，可以應用指導開發(fā)實踐［10］。

5　結論和認識

（1）對于一個注采井網(wǎng)較為完善的區(qū)塊，可以在原有水驅井網(wǎng)的基礎上進行注聚合物驅。通過在二次開發(fā)的基礎上開展三次采油，能夠進一步強化水驅效果，提高油田采收率。對于地質條件復雜的斷塊油藏，可以通過層系簡化或采用不規(guī)則井網(wǎng)滿足注聚合物驅的條件。

（2）對于整裝復雜斷塊油藏進行注聚時，要對斷塊附近的地層參數(shù)進行調(diào)整。在進行數(shù)值模擬分析的時候既要進行全區(qū)塊的歷史擬合也要進行單井歷史擬合才能提高整裝區(qū)塊油藏數(shù)值模擬分析的準確性。

（3）通過在本區(qū)塊開展聚合物驅實驗，發(fā)現(xiàn)在低黏度比下，隨注入段塞增大，驅油效果呈現(xiàn)變好趨勢；高黏度比下，段塞增大到一定程度后，驅油效果不變甚至變差。

（4）對聚合物驅油藏開發(fā)效果的預測，可在水驅數(shù)值模擬基礎上進行，通過增加聚合物驅模型來實現(xiàn)。通過數(shù)值模擬方法和油藏工程方法相結合進行分析發(fā)現(xiàn)，聚合物驅將會在本區(qū)塊油藏中取得較好的開發(fā)效果，也進一步說明了在高含水復雜斷塊油藏開展聚合物驅的可行性，聯(lián)想到整個東部油田類似油藏較多，該方法具有一定的推廣價值。

圖3　港西二區(qū)不同方法預測年增油對比

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（修改稿收到日期2015-04-18）

〔編輯李春燕〕

遼河油田超稠油蒸汽驅獲得突破

近日，遼河超稠油區(qū)塊杜229塊蒸汽驅先導試驗區(qū)日產(chǎn)油220 t，采油速度3.5%，累計增油23.3萬t，階段采出程度60%，油汽、采注比、階段采出程度等核心指標均超過國外同類試驗性油田。

遼河超稠油黏度可達5萬~30萬mPa·s，遠高于蒸汽驅開發(fā)要求的1萬mPa·s，是蒸汽驅開發(fā)的“禁區(qū)”。而杜229塊為薄互層狀油層，單層厚度小，不適合采用SAGD（蒸汽輔助重力泄油）技術。此類油藏吞吐后期提高采收率技術，成為亟待科研人員攻關的課題。

2007年，杜229塊開始7個井組的超稠油蒸汽驅提高采收率現(xiàn)場試驗。多年來，科研人員探索了一套適合汽驅的動態(tài)管理制度：針對平面受效不均問題，采取吞吐引效方式，生產(chǎn)井受效程度達到100%；針對縱向動用不均問題，采取注汽井分層注汽、生產(chǎn)井分步射孔措施，縱向動用程度由67%提高到88%；針對汽驅生產(chǎn)特點，堅持“以采為先、以產(chǎn)定注、以液牽汽”的動態(tài)調(diào)控原則，井組采注比由1.0提高到1.1。通過合理調(diào)控，井組油汽比由轉驅初期的0.16提高到0.19，汽驅效果顯著提高。這一技術，使采油速度僅為1.2%的杜229塊，從瀕臨廢棄到重煥青春。

目前，遼河超稠油蒸汽驅已進入工業(yè)化階段，已轉驅12井組，待轉8井組將于今年年底完成轉驅。“十三五”期間，遼河油田計劃轉驅35井組，增加可采儲量370萬t，提高采出程度25%。蒸汽驅已成為超稠油開發(fā)除SAGD技術外又一項有力的接替技術。

（供稿春輝）

Technology for development of high watercut oil reservoir by polymer flooding in Dagang Oilfield

CHEN Yihe1,3, YE Jigen1, ZHOU Ying3, ZHU Hongyun3, LIU Tianyu1, SONG Shunyao3
（1.Research Institute of Petroleum Exploration and Development, CNPC, Beijing 100083, China;
2.China University of Petroleum, Beijing 102249, China;
3.Research Institute of Petroleum Exploration and Development of CNPC Dagang Oilfield Company, Tianjin 300280, China）

In view of the problems of fast increase in watercut and low recovery rate of oil reservoirs at the end phase of secondary development of No.2 Gangxi Region, experimental research has been conducted on polymer flooding for the whole block of No.2 Gangxi Region. Through adaptability evaluation on this block and research on numerical simulation, the polymer injection well and injection zones were determined, and the polymer injection scheme was formulated for No.2 Gangxi Region. Through followup after polymer injection, it was found that polymer flooding has improved the development effectiveness of No.2 Gangxi Region. Based on the development efficiency, the polymer injection scheme was re-optimized, and the relation between viscosity, slug and oil flooding efficiency was again recognized. The numerical polymer flooding model for oil reservoirs was used to predict the development effectiveness of polymer flooding. The No.2 Gangxi Region has provided a favorable example for the development of the whole block of high watercut oil reservoir by polymer flooding.

polymer flooding; recovery rate; tertiary oil recovery; numerical simulation

TE357

A

1000 – 7393（ 2015 ） 03 – 0098 – 05

10.13639/j.odpt.2015.03.022

國家“十二五”科技重大專項“高含水油田提高采收率新技術——剩余油分布綜合預測與精細注采結構調(diào)整技術”（編號：2011ZX05010-002）資助。

陳一鶴，1990年生?，F(xiàn)主要從事高含水油田開發(fā)的研究，在讀碩士研究生。電話：15011353539。E-mail：chenyihe 2013@126.com。

引用格式：陳一鶴，葉繼根，周瑩，等.大港油田高含水油藏聚合物驅開發(fā)技術［J］.石油鉆采工藝，2015，37（3）：98-102.