劉　冰

( 大慶油田有限責(zé)任公司 第一采油廠，黑龍江 大慶　163111 )

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大慶油田西區(qū)二類油層三元復(fù)合驅(qū)方法

劉冰

( 大慶油田有限責(zé)任公司 第一采油廠，黑龍江 大慶163111 )

大慶油田西區(qū)二類油層平面、縱向非均質(zhì)性強(qiáng)，井組油層條件差異大，采用一類油層均一化各種參數(shù)和調(diào)整方法難以滿足二類油層三元復(fù)合驅(qū)的要求，致使二類油層三元復(fù)合驅(qū)效果差。首先通過(guò)實(shí)驗(yàn)建立大慶油田西區(qū)二類油層三元復(fù)合體系濃黏曲線、質(zhì)量濃度與滲透率匹配關(guān)系模板；然后結(jié)合區(qū)塊滲透率分布、三元復(fù)合驅(qū)控制程度及已注三元復(fù)合驅(qū)區(qū)塊經(jīng)驗(yàn)，確定全區(qū)基本注入?yún)?shù)。通過(guò)精細(xì)油層地質(zhì)解剖、單井量化井組分類和數(shù)值模擬，個(gè)性化設(shè)計(jì)大慶油田西區(qū)二類油層注入?yún)?shù)，提出適合西區(qū)二類油層不同類型井組的注入?yún)?shù)優(yōu)化設(shè)計(jì)方法，優(yōu)化全區(qū)及單井注入方案。結(jié)果表明：?jiǎn)尉⑷刖酆衔镔|(zhì)量濃度為1.35～1.95 g/L，前置聚合物段塞為0.040 PV，主段塞(P+0.30% S+1.20% A)(質(zhì)量分?jǐn)?shù))為0.350 PV，副段塞(P+0.15% S+1.00% A)(質(zhì)量分?jǐn)?shù))為0.150 PV，后續(xù)聚合物保護(hù)段塞為0.250 PV時(shí)，儲(chǔ)層動(dòng)用程度達(dá)到79.5%。相對(duì)于西區(qū)二類油層籠統(tǒng)三元復(fù)合驅(qū)注入聚合物，含水率下降3.76%，提高采收率1.70%。該方法可為其他類似區(qū)塊的三元復(fù)合驅(qū)開(kāi)發(fā)提供指導(dǎo)。

二類油層； 三元復(fù)合驅(qū)； 方案優(yōu)化； 井組分類； 大慶油田

0　引言

三元復(fù)合驅(qū)是指在注入水中加入堿(A)、低濃度表面活性劑(S)和聚合物(P)的復(fù)合體系驅(qū)油的一種提高原油采收率方法[1]。國(guó)外復(fù)合驅(qū)技術(shù)早期主要采用表面活性劑膠束—聚合物驅(qū)，成本高，并且國(guó)外油田大多為海上碳酸鹽巖高溫油藏[2-3]。我國(guó)采用低濃度復(fù)合驅(qū)體系，利用堿、表面活性劑的協(xié)同作用，降低油水界面張力達(dá)到超低數(shù)量級(jí)，同時(shí)采用抗鹽聚合物使污水配制驅(qū)替液黏度達(dá)到要求，進(jìn)而產(chǎn)生提高驅(qū)油效率和擴(kuò)大波及體積雙重作用[4]。勝利油田和新疆油田進(jìn)行三元復(fù)合驅(qū)現(xiàn)場(chǎng)先導(dǎo)性試驗(yàn)，采收率提高20%以上[4]。

大慶油田已開(kāi)展6個(gè)三元復(fù)合驅(qū)先導(dǎo)性礦場(chǎng)試驗(yàn)，取得較好的增油降水效果，試驗(yàn)區(qū)中心井比水驅(qū)時(shí)提高采收率20%以上[5-7]。大慶油田主力油層大部分被聚合物驅(qū)動(dòng)用，三元復(fù)合驅(qū)的可應(yīng)用空間主要集中于剩余地質(zhì)儲(chǔ)量相對(duì)較大的二類油層。隨著大慶油田主力油層聚合物驅(qū)產(chǎn)量逐年下降，需要在二類油層開(kāi)展三元復(fù)合驅(qū)以實(shí)現(xiàn)產(chǎn)量的接替[8-10]。自2012年開(kāi)展工業(yè)化二類油層三元復(fù)合驅(qū)示范區(qū)以來(lái)，由于二類油層平面、縱向非均質(zhì)性強(qiáng)，井組油層條件差異大，均一化設(shè)計(jì)注入方案難以滿足不同井、不同層的開(kāi)發(fā)需要，實(shí)施過(guò)程中單井注入?yún)?shù)個(gè)性調(diào)整難度大、開(kāi)發(fā)效果井間差異大[11-14]。

大慶油田西區(qū)的三次采油開(kāi)采對(duì)象為二類油層，采用石油磺酸鹽表面活性劑的弱堿三元復(fù)合體系作為三次采油驅(qū)替劑。為提高二類油層三元復(fù)合驅(qū)開(kāi)發(fā)效果，開(kāi)展二類油層復(fù)合驅(qū)注入方式優(yōu)化研究，提出一種更適合于二類油層的復(fù)合驅(qū)注入方式，以最大限度地發(fā)揮二類油層的作用，提高大慶油田三元復(fù)合驅(qū)效果。

1　實(shí)驗(yàn)

1.1設(shè)備

實(shí)驗(yàn)材料：聚合物為大慶油田煉化公司生產(chǎn)的聚丙烯酰胺，其相對(duì)分子質(zhì)量分別為1 200萬(wàn)、1 600萬(wàn)、1 900萬(wàn)、2 500萬(wàn)，有效質(zhì)量分?jǐn)?shù)為90%，其中將相對(duì)分子質(zhì)量1 200萬(wàn)～1 600萬(wàn)的聚合物稱為中分體系，將相對(duì)分子質(zhì)量1 600萬(wàn)～1 900萬(wàn)的聚合物稱為高分體系，將相對(duì)分子質(zhì)量2 500萬(wàn)的聚合物稱為超高分體系；表面活性劑為烷基苯石油磺酸鹽，大慶煉化公司生產(chǎn)，固含量為40%(質(zhì)量分?jǐn)?shù))；堿為Na2CO3，現(xiàn)場(chǎng)用工業(yè)堿, 唐山三友化工股份有限公司生產(chǎn)；污水為西區(qū)下返區(qū)塊所屬西六注現(xiàn)場(chǎng)污水，礦化度為5.21 g/L;原油為大慶第一采油廠脫水原油，模擬油用航空煤油配制，在45 ℃溫度條件下黏度為10 mPa·s。

實(shí)驗(yàn)儀器：Brookfield黏度計(jì)、FAI604s型電子天平、電動(dòng)磁力攪拌器。

實(shí)驗(yàn)巖心：人造巖心尺寸為4.5 cm×4.5 cm×30.0 cm，滲透率分別為100×10-3、300×10-3、500×10-3、700×10-3、900×10-3μm2。

1.2實(shí)驗(yàn)方案及結(jié)果

1.2.1濃黏曲線

配制不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的P+0.10% S+1.00% A、P+0.30% S+1.20% A三元復(fù)合體系，改變聚合物質(zhì)量濃度，測(cè)定體系的濃黏曲線(見(jiàn)圖1)。在聚合物質(zhì)量濃度從0.80 g/L增加到2.40 g/L過(guò)程中，高分體系和超高分體系聚合物黏度從20 mPa·s增加到80 mPa·s以上；中分體系聚合物黏度從20 mPa·s增加到35 mPa·s，黏度增加較緩。低堿低表面活性劑三元復(fù)合體系的黏度略高于高堿高表面活性劑三元復(fù)合體系的，因?yàn)閴A和表面活性劑增大三元復(fù)合體系的礦化度，聚合物分子的舒展性受到一定限制，使得黏度偏低。

圖1　二類油層三元復(fù)合體系質(zhì)量濃度與黏度關(guān)系曲線Fig.1 Viscosity-concentration curve of ASP system

1.2.2匹配關(guān)系

對(duì)5種不同滲透率的人造巖心，分別注入3種相對(duì)分子質(zhì)量的聚合物(1 200萬(wàn)、1 600萬(wàn)、2 500萬(wàn))、4種不同質(zhì)量濃度的聚合物體系(1.00、1.50、2.00、2.50 g/L)，研究聚合物相對(duì)分子質(zhì)量、質(zhì)量濃度與滲透率的匹配關(guān)系[15](見(jiàn)圖2)。

圖2　三元復(fù)合體系聚合物相對(duì)分子質(zhì)量、質(zhì)量濃度與油層滲透率匹配關(guān)系Fig.2 The matching graph of polymer molecular weight and reservoir permeability in ASP system

3種相對(duì)分子質(zhì)量的聚合物未發(fā)生堵塞，其中，在滲透率100×10-3μm2以上時(shí)，1 200萬(wàn)相對(duì)分子質(zhì)量聚合物的油層注入能力較好；在質(zhì)量濃度大于2.50 g/L時(shí)，1 600萬(wàn)相對(duì)分子質(zhì)量聚合物對(duì)滲透率小于300×10-3μm2的油層注入能力較差；在質(zhì)量濃度大于2.50 g/L時(shí)，2 500萬(wàn)相對(duì)分子質(zhì)量聚合物對(duì)滲透率小于500×10-3μm2的油層注入能力較差。以圖2為依據(jù)，將西區(qū)二類油層按照井組量化分類標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行精細(xì)劃分，完成二類油層個(gè)性化分類的聚合物優(yōu)選。

2　全區(qū)基本注入?yún)?shù)

2.1各階段聚合物相對(duì)分子質(zhì)量

根據(jù)三元復(fù)合驅(qū)4個(gè)注入階段，采用前置聚合物段塞以調(diào)堵高滲透層為主，三元復(fù)合驅(qū)主、副段塞以降低界面張力、擴(kuò)大波及體積、驅(qū)替中低滲透層為主的注入原則[16]。根據(jù)聚合物相對(duì)分子質(zhì)量與油層匹配關(guān)系、區(qū)塊滲透率分布、三元復(fù)合驅(qū)控制程度及已注三元復(fù)合驅(qū)區(qū)塊經(jīng)驗(yàn)，確定全區(qū)聚合物相對(duì)分子質(zhì)量。

圖3　聚合物相對(duì)分子質(zhì)量與油層滲透率匹配關(guān)系Fig.3 Matching relationship between polymer molecular weight and permeability

巖心實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，聚合物相對(duì)分子質(zhì)量與巖心滲透率呈明顯正相關(guān)關(guān)系(見(jiàn)圖3)。在三元復(fù)合體系和聚合物體系中，1 200萬(wàn)～1 600萬(wàn)相對(duì)分子質(zhì)量聚合物對(duì)滲透率大于100×10-3μm2的油層可以通過(guò)；在三元復(fù)合體系中，1 600萬(wàn)～1 900萬(wàn)相對(duì)分子質(zhì)量聚合物對(duì)滲透率大于130×10-3μm2的油層可以通過(guò)；在三元復(fù)合體系中，2 500萬(wàn)相對(duì)分子質(zhì)量聚合物對(duì)滲透率大于180×10-3μm2的油層可以通過(guò)，在聚合物體系中，對(duì)滲透率大于220×10-3μm2的油層可以通過(guò)?？傮w上，相同相對(duì)分子質(zhì)量聚合物在三元復(fù)合體系中更容易通過(guò)。

統(tǒng)計(jì)西區(qū)二類油層99口注入井不同滲透率分布，滲透率大于100×10-3μm2的注入井有效厚度比例為95.1%，滲透率大于130×10-3μm2的注入井有效厚度比例為92.5%，滲透率大于180×10-3μm2的注入井有效厚度比例為88.1%，三元復(fù)合驅(qū)主體相對(duì)分子質(zhì)量選擇高分體系和中分體系，射開(kāi)油層90%以上的有效厚度是適合的(見(jiàn)表1)。

表1　西區(qū)二類油層區(qū)塊注入井滲透率分級(jí)統(tǒng)計(jì)

西區(qū)二類油層區(qū)塊前置聚合物段塞相對(duì)分子質(zhì)量設(shè)計(jì)結(jié)果見(jiàn)表2。由表2可以看出，對(duì)應(yīng)注入1 200萬(wàn)、1 600萬(wàn)、2 500萬(wàn)相對(duì)分子質(zhì)量聚合物油層的三元復(fù)合驅(qū)控制程度分別為76.5%、73.0%、66.9%。以三元復(fù)合驅(qū)控制程度大于75%為技術(shù)界限，三元復(fù)合驅(qū)主體相對(duì)分子質(zhì)量選擇中分體系。

由于2 500萬(wàn)相對(duì)分子質(zhì)量聚合物三元復(fù)合驅(qū)控制程度為66.9%、對(duì)滲透率大于300×10-3μm2的油層三元復(fù)合驅(qū)控制程度為50.9%，因此在前置聚合物段塞中，對(duì)油層發(fā)育好、滲透率高、三元復(fù)合驅(qū)控制程度高的注入井可以采用該種聚合物調(diào)堵高滲層。

西區(qū)二類油層三元復(fù)合驅(qū)區(qū)塊前置聚合物段塞采用超高分體系和中分體系2種相對(duì)分子質(zhì)量，三元復(fù)合驅(qū)主、副段塞聚合物相對(duì)分子質(zhì)量確定為超高分體系、高分體系和中分體系3種相對(duì)分子質(zhì)量。在實(shí)際注入過(guò)程中，根據(jù)單井動(dòng)態(tài)變化對(duì)聚合物相對(duì)分子質(zhì)量進(jìn)行調(diào)整。

表2　西區(qū)二類油層區(qū)塊前置聚合物段塞相對(duì)分子質(zhì)量設(shè)計(jì)結(jié)果

2.2段塞堿、表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)及注入孔隙體積倍數(shù)

采用CMG數(shù)值模擬軟件建立三元復(fù)合驅(qū)實(shí)驗(yàn)方案，方案設(shè)計(jì)采用單因素分析法，即在基礎(chǔ)方案上改變研究因素?；A(chǔ)方案中前置段塞注入孔隙體積倍數(shù)為0.040 PV，主段塞注入孔隙體積倍數(shù)為0.300 PV，堿質(zhì)量分?jǐn)?shù)為1.00%，表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.20%；副段塞注入孔隙體積倍數(shù)為0.150 PV，堿質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.80%，表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.15%。主段塞設(shè)置段塞注入孔隙體積倍數(shù)在0.100～0.600 PV之間變化，其他參數(shù)相對(duì)于基礎(chǔ)方案不變；主段塞設(shè)置堿質(zhì)量分?jǐn)?shù)在0.4%～1.6%之間變化，其他參數(shù)相對(duì)于基礎(chǔ)方案不變；主段塞設(shè)置表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)在0.05%～0.40%之間變化，其他參數(shù)相對(duì)于基礎(chǔ)方案不變。

數(shù)值模擬預(yù)測(cè)結(jié)果見(jiàn)圖4。由圖4可以看出，增大主段塞注入孔隙體積倍數(shù)時(shí)，驅(qū)油效果明顯提高，在主段塞注入孔隙體積倍數(shù)0.350 PV前，采收率增加幅度較大；在主段塞注入孔隙體積倍數(shù)0.350 PV后，采收率增加幅度逐漸減慢。北二西、北三東三元復(fù)合驅(qū)示范區(qū)方案設(shè)計(jì)主段塞注入孔隙體積倍數(shù)為0.350 PV時(shí)驅(qū)油效果更好。因此，可以確定西區(qū)二類油層三元復(fù)合驅(qū)主段塞堿質(zhì)量分?jǐn)?shù)為1.20%(見(jiàn)圖4(b))、表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.30%(見(jiàn)圖4(c))，注入孔隙體積倍數(shù)為0.350 PV(見(jiàn)圖4(a))；同理，確定西區(qū)二類油層三元復(fù)合驅(qū)副段塞堿質(zhì)量分?jǐn)?shù)為1.00%，表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.15%，副段塞注入孔隙體積倍數(shù)為0.150 PV。

圖4　三元復(fù)合驅(qū)主段塞參數(shù)與驅(qū)油效果關(guān)系Fig.4 Relation graph of main slug parameter size and oil displacement effect

2.3注入速度

借鑒已注聚合物二類油層區(qū)塊注采動(dòng)態(tài)規(guī)律，根據(jù)最高注入壓力設(shè)計(jì)注入速度[17]。西區(qū)二類油層區(qū)塊上覆巖壓為14.2 MPa，125 m井距在視吸水指數(shù)下降10%、30%、50%幅度條件下，注入速度為0.160～0.230 PV/a時(shí)，最高井口注入壓力見(jiàn)表3。北一區(qū)斷西西塊強(qiáng)堿三元復(fù)合驅(qū)注入速度為0.190 PV/a，北二區(qū)西塊弱堿三元復(fù)合驅(qū)注入速度為0.230 PV/a，為確保西區(qū)二類油層弱堿三元復(fù)合驅(qū)效果，方案設(shè)計(jì)注入速度為0.190～0.230 PV/a。

表3西區(qū)二類油層區(qū)塊注入速度與最高井口注入壓力關(guān)系

Table 3 The relationship table of the injection velocity and the maximum wellhead injection pressure of classⅡreservoir in west area

注入速度/(PV·a-1)平均單井日注量/(m3·d-1)單井注入強(qiáng)度/(m3·(d·m)-1)最高井口注入壓力/MPa視吸水指數(shù)下降10%視吸水指數(shù)下降30%視吸水指數(shù)下降50%0.16061.04.34.45.67.80.17064.84.64.65.98.30.18068.64.84.96.38.80.19072.45.15.26.69.30.20076.25.45.47.09.80.21080.05.65.77.310.30.22083.85.96.07.710.80.23087.76.26.38.011.30.24091.56.46.58.411.80.25095.36.76.88.712.2

西區(qū)二類油層三元復(fù)合驅(qū)注入?yún)?shù)設(shè)計(jì)結(jié)果：總段塞注入孔隙體積倍數(shù)為0.790 PV，對(duì)于前置聚合物段塞，注入聚合物相對(duì)分子質(zhì)量為超高分體系和中分體系，平均質(zhì)量濃度為1.60 g/L，注入孔隙體積倍數(shù)為0.040 PV；對(duì)于三元復(fù)合驅(qū)主段塞，注入聚合物相對(duì)分子質(zhì)量為1 900萬(wàn)和中分體系，堿質(zhì)量分?jǐn)?shù)為1.20%，表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.30%，注入孔隙體積倍數(shù)為0.350 PV；對(duì)于三元復(fù)合驅(qū)副段塞，注入聚合物相對(duì)分子質(zhì)量為1 900萬(wàn)和中分體系，堿質(zhì)量分?jǐn)?shù)為1.00%，表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.15%，注入孔隙體積倍數(shù)為0.150 PV；對(duì)于后續(xù)聚合物保護(hù)段塞，注入聚合物相對(duì)分子質(zhì)量為1 900萬(wàn)和中分體系，注入孔隙體積倍數(shù)為0.250 PV。

3　個(gè)性化設(shè)計(jì)井組前置聚合物注入?yún)?shù)

二類油層非均質(zhì)性強(qiáng)，井間、層間、層內(nèi)差異大，采用均一化設(shè)計(jì)注入方案，無(wú)法滿足所有井、所有層的需要。根據(jù)區(qū)塊單井有效厚度、河道砂層數(shù)和厚度、河道砂一類和多向連通厚度比例[18]及三元復(fù)合驅(qū)控制程度等指標(biāo)，為最小尺度匹配層、最大限度滿足井、最優(yōu)方法設(shè)計(jì)站，建立西區(qū)二類油層井組量化分類標(biāo)準(zhǔn)(見(jiàn)表4)，將區(qū)塊99個(gè)注入井組分為四類。

表4　西區(qū)二類油層三元復(fù)合驅(qū)注入井井組分類標(biāo)準(zhǔn)及結(jié)果

3.1前置聚合物相對(duì)分子質(zhì)量

根據(jù)西區(qū)二類油層井組分類和不同類型井組油層滲透率分布，以主體滲透率為主要因素，選擇西區(qū)二類油層前置聚合物段塞最佳相對(duì)分子質(zhì)量。在西區(qū)99口注入井中，注入超高分體系聚合物的三元復(fù)合驅(qū)井74口，占74.7%；注入中分體系聚合物三元復(fù)合驅(qū)井25口，占25.3%(見(jiàn)表5)。在現(xiàn)場(chǎng)注入過(guò)程中，根據(jù)單井動(dòng)態(tài)變化對(duì)單井注入聚合物相對(duì)分子質(zhì)量進(jìn)行調(diào)整。

表5　西區(qū)二類油層三元復(fù)合驅(qū)區(qū)塊前置聚合物段塞相對(duì)分子質(zhì)量設(shè)計(jì)結(jié)果

對(duì)北一區(qū)斷西西塊三元復(fù)合驅(qū)不同類型井個(gè)性化設(shè)計(jì)聚合物相對(duì)分子質(zhì)量，注入壓力平穩(wěn)上升。西區(qū)二類油層前置聚合物段塞初步設(shè)計(jì)一、二、三類井注入聚合物相對(duì)分子質(zhì)量為2 500萬(wàn)，四類井注入聚合物相對(duì)分子質(zhì)量為1 200萬(wàn)～1 600萬(wàn)。

3.2前置聚合物質(zhì)量濃度

為了實(shí)現(xiàn)注入體系與油層達(dá)到最佳匹配，按照平面上厚度碾平、縱向上滲透率加權(quán)方法，求得井組綜合滲透率，根據(jù)四類井組綜合滲透率、聚合物相對(duì)分子質(zhì)量與滲透率匹配關(guān)系，進(jìn)一步優(yōu)化注入聚合物質(zhì)量濃度參數(shù)。

根據(jù)實(shí)驗(yàn)和區(qū)塊聚合物濃黏曲線，綜合考慮井組分類、井組綜合滲透率個(gè)性化設(shè)計(jì)前置聚合物段塞單井聚合物質(zhì)量濃度，得到前置聚合物單井注入聚合物質(zhì)量濃度設(shè)計(jì)結(jié)果(見(jiàn)表6)。以西區(qū)二類油層一類井為例，平均注入聚合物質(zhì)量濃度為1.60 g/L，平均黏度為60 mPa·s，單井注入聚合物質(zhì)量濃度為1.35～1.95 g/L。

表6　西區(qū)二類油層區(qū)塊前置聚合物段塞單井注聚質(zhì)量濃度設(shè)計(jì)結(jié)果

3.3前置聚合物注入孔隙體積倍數(shù)

根據(jù)油層發(fā)育狀況，計(jì)算前置聚合物段塞調(diào)堵高滲透油層段塞大小[19]。西區(qū)二類油層區(qū)塊有效厚度為14.7 m，多段多韻律厚度比例為78.2%，高水淹厚度比例為40.8%，中水淹厚度比例為44.1%。調(diào)剖厚度按照河道多段多韻律厚度、高滲透高水淹厚度計(jì)算，即調(diào)堵厚度為5.5 m，調(diào)堵半徑為注采井距的1/3時(shí)，聚合物段塞注入孔隙體積倍數(shù)為0.040 PV(見(jiàn)表7)。

表7　西區(qū)二類油層三元復(fù)合驅(qū)前置聚合物段塞調(diào)堵高滲透層段塞計(jì)算結(jié)果

為驗(yàn)證前置聚合物段塞注入孔隙體積倍數(shù)是否合理，利用Petrel軟件建立西區(qū)二類油層精細(xì)地質(zhì)模型，采用CMG數(shù)值模擬軟件設(shè)計(jì)三元復(fù)合驅(qū)模擬方案，計(jì)算前置聚合物段塞注入孔隙體積倍數(shù)對(duì)驅(qū)油效果的影響。以西區(qū)二類油層一類井為研究對(duì)象，三元復(fù)合驅(qū)數(shù)值模擬方案共為6組，前置聚合物段塞注入孔隙體積倍數(shù)從0.010 PV逐步增加至0.060 PV，主段塞注入孔隙體積倍數(shù)為0.350 PV，副段塞注入孔隙體積倍數(shù)為0.150 PV，保護(hù)段塞注入孔隙體積倍數(shù)為0.200 PV，隨著前置聚合物段塞注入孔隙體積倍數(shù)增大，驅(qū)油效果也增大(見(jiàn)表8)。

表8　西區(qū)二類油層三元復(fù)合驅(qū)前置聚合物段塞注入孔隙體積倍數(shù)對(duì)驅(qū)油效果的影響

北二西、北三東西塊弱堿三元復(fù)合驅(qū)示范區(qū)前置段塞分別為0.038、0.040 PV，相應(yīng)采收率分別為19.28%、19.32%。同時(shí)，考慮西區(qū)二類油層發(fā)育特點(diǎn)，設(shè)計(jì)一類井前置聚合物段塞注入孔隙體積倍數(shù)為0.040 PV，聚合物相對(duì)分子質(zhì)量為超高分體系和中分體系，平均聚合物質(zhì)量濃度為1.60 g/L。

4　現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

西區(qū)二類油層區(qū)塊注采井距為125 m，采用五點(diǎn)法面積井網(wǎng)。共有油水井230口，其中注入井99口、采油井131口。射開(kāi)砂巖厚度為23.4 m，有效厚度為14.7 m，平均滲透率為553×10-3μm2。按照個(gè)性三元復(fù)合驅(qū)設(shè)計(jì)方法，分別進(jìn)行二類油層一、二、三、四類井的三元復(fù)合驅(qū)參數(shù)設(shè)計(jì)。

西區(qū)二類油層三元復(fù)合驅(qū)注入孔隙體積倍數(shù)為0.166 PV，其中一、二、三、四類井分別為0.070、0.048、0.047、0.001 PV；聚合物用量為371.450 PV·mg/L，其中一、二、三、四類井分別為141.250、112.230、109.320、8.650 PV·mg/L。131口生產(chǎn)井中見(jiàn)效井為81口，見(jiàn)效比例為61.8%，單井日增油5.1 t，含水率下降10.7%，區(qū)塊綜合含水率為90.33%，比注入聚合物前下降6.51%。相對(duì)于西區(qū)二類油層籠統(tǒng)三元復(fù)合驅(qū)注入聚合物，含水率下降3.76%，提高采收率1.70%。

5　結(jié)論

(1)建立西區(qū)二類油層井組量化分類標(biāo)準(zhǔn)，將區(qū)塊99個(gè)注入井組分為四類。其中一類井前置注聚段塞單井注入聚合物質(zhì)量濃度為1.35～1.95 g/L，段塞注入孔隙體積倍數(shù)為0.040 PV；三元復(fù)合驅(qū)主段塞堿質(zhì)量分?jǐn)?shù)為1.20%，表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.30%，段塞注入孔隙體積倍數(shù)為0.350 PV；三元復(fù)合驅(qū)副段塞堿質(zhì)量分?jǐn)?shù)為1.00%，表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.15%，段塞注入孔隙體積倍數(shù)為0.150 PV；后續(xù)聚合物保護(hù)段塞注入孔隙體積倍數(shù)為0.250 PV。

(2)采用個(gè)性化井組設(shè)計(jì)方法，131口生產(chǎn)井中見(jiàn)效井為81口，見(jiàn)效比例為61.8%，單井日增油5.1 t，含水率下降10.7%，區(qū)塊綜合含水率為90.3%，比注入聚合物前下降6.51%。相對(duì)于西區(qū)二類油層籠統(tǒng)三元復(fù)合驅(qū)注入聚合物，含水率下降3.76%，提高采收率1.70%。

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2016-03-07；編輯：任志平

國(guó)家科技重大專項(xiàng)(2011ZX05052-002)

劉冰(1966-)，男，博士，高級(jí)工程師，主要從事油田開(kāi)發(fā)方面的研究。

10.3969/j.issn.2095-4107.2016.04.013

TE344

A

2095-4107(2016)04-0106-08