王艷婷?。ù髴c油田有限責(zé)任公司第三采油廠）

大慶油田薩北開發(fā)區(qū)過渡帶交替注聚的實踐與認(rèn)識

王艷婷（大慶油田有限責(zé)任公司第三采油廠）

薩北開發(fā)區(qū)北過一條帶西區(qū)一類油層縱向非均質(zhì)性強、水驅(qū)控制程度高、開采時間長，使得該區(qū)塊投注聚后高含水井?dāng)?shù)比例大，厚油層底部低效無效循環(huán)嚴(yán)重，中、低滲透油層動用差，聚驅(qū)效率低。聚驅(qū)提效率試驗研究成果表明，對非均質(zhì)油層依次交替注入不同黏度的聚合物段塞，能夠?qū)崿F(xiàn)高、中、低滲透層聚合物段塞盡可能同步運移，改善非均質(zhì)油層驅(qū)油效果；在進一步提高采收率的同時，降低聚合物用量，達(dá)到控水挖潛、節(jié)能降耗的目的。2013年該區(qū)塊實施交替注聚，累積節(jié)約干粉110 t，累積增油0.25×104t，有效控制了低效無效注采,取得了較好的節(jié)能效果。

油田開發(fā)區(qū)；過渡帶；單一段塞；交替注聚；提高采收率

聚合物驅(qū)油作為一種常規(guī)的提高采收率技術(shù)已經(jīng)成為大慶油田可持續(xù)發(fā)展的重要措施?，F(xiàn)場實踐表明，影響聚合物驅(qū)油效果的不僅僅是注聚參數(shù)，還包括注入方式、油層條件等[1]。對于非均質(zhì)性較強的油層，單一段塞注入方式驅(qū)替液易在高滲層發(fā)生突進，剖面發(fā)生返轉(zhuǎn)，而中、低滲透層仍有大量剩余油未動用，一部分高濃度聚驅(qū)區(qū)塊甚至出現(xiàn)部分井注入困難、聚合物用量過大的問題，造成一定程度的資源浪費，對油田開發(fā)提效率、提效益極其不利；因此，需要開展優(yōu)化聚合物驅(qū)注入方式的研究。對非均質(zhì)油層依次交替注入不同黏度的聚合物段塞，使高、中、低滲透層驅(qū)替液流度差異減小，能夠?qū)崿F(xiàn)高、中、低滲透層聚合物段塞盡可能同步運移，改善非均質(zhì)油層驅(qū)油效果；在進一步提高采收率的同時，降低聚合物用量，達(dá)到控水挖潛、節(jié)能降耗的目的。自2000年起，大慶喇薩杏油田純油區(qū)先后開展交替注聚室內(nèi)及現(xiàn)場試驗，取得較好效果。薩北開發(fā)區(qū)于2010年開始在北三西東南塊二類油層開展交替注聚試驗，取得了比較好的控水挖潛效果，獲純經(jīng)濟效益3899.90×104元。為了實現(xiàn)高、中、低滲透層聚合物段塞同步運移，降低用量實現(xiàn)節(jié)能降耗，2013年在北過一條帶西區(qū)開展了交替注聚。

1　交替注聚驅(qū)油機理

不同滲透率油層中殘余油的受力和變形主要受壓力梯度、驅(qū)油劑的黏度及彈性的影響。籠統(tǒng)注入方式，注入段塞較大，不利于流度控制。注入高滲透層的高濃度聚合物由于地層剪切和地層水的稀釋，封堵效果會隨時間逐漸降低，當(dāng)注入低濃度聚合物副段塞時，一方面由于高滲透層很容易突破，低濃度聚合物將從高滲透孔道竄流；另一方面由于高濃度聚合物注入時間過長，中、低度滲孔道很容易被堵塞，使低濃度聚合物很難進入，動用程度低。與籠統(tǒng)注入相比，采用交替注入方式可以很好地控制流度，利用不同驅(qū)油劑驅(qū)油時會使不同的殘余油受力和變形，各滲透層各取所需，從而改善大孔道吸液過量，小孔道吸液不足的現(xiàn)象。采用交替注入方式時驅(qū)油劑對中、低滲透層殘余油的作用力和變形增大，能夠起到較好的驅(qū)替作用，對中、低滲透層的動用情況起到了良好的改善作用，從而擴大了波及體積；另外，在總壓力梯度變化不大的情況下，交替注入可使油層內(nèi)形成“壓力波段”，有利于改變微觀流線和微觀力，提高驅(qū)油效率[2]。

2　交替注聚現(xiàn)場實施情況

2.1區(qū)塊概況

北部過渡帶一條帶西區(qū)開采目的層為葡Ⅰ組一類油層，油層溫度49℃左右，地下原油黏度14.1 mPa·s，地層水礦化度6475 mg/L。區(qū)塊于2011年11月投產(chǎn)，2013年1月注聚，采用五點法面積井網(wǎng)，共布油水井251口。目前注入井開井120口，平均注入壓力13.9 MPa，日實注6911 m3；采油井126口，開井124口，日產(chǎn)液6656 t，日產(chǎn)油421 t，綜合含水93.67%。區(qū)塊地層壓力12.78 MPa，總壓差0.72 MPa。

2.2油層非均質(zhì)性

北部過渡帶一條帶西區(qū)葡一組油層各沉積單元沉積類型不同，縱向上非均質(zhì)性強，各沉積單元非均質(zhì)程度存在一定差異。首先各沉積單元之間發(fā)育厚度差異較大。葡一組沉積單元平均有效厚度2.2 m，其中，葡I3沉積單元有效厚度最大為3.5 m，葡I1、葡I7沉積單元有效厚度較低為1.6 m，最大有效厚度與最小有效厚度相差1.9 m（表1）。從目的層河道砂鉆遇率上看，葡I3單元發(fā)育最好，河道砂鉆遇率達(dá)到89.7%，葡I7單元發(fā)育最差，河道砂鉆遇率僅為52.9%，縱向非均質(zhì)性較強；其次各沉積單元之間滲透率差異較大。從各沉積單元滲透率和有效厚度分布特征看，全區(qū)平均有效滲透率637 mD，其中，葡I2、葡I3沉積單元滲透率最高，有效滲透率在700 mD左右，葡I5+6沉積單元滲透率較低，有效滲透率為479 mD，最高滲透率與最低滲透率相差200 mD以上。聚合物段塞容易被破壞而損失黏度；同時交替頻率過高，地層啟動壓力將耗損較大能量。按照這個思路，北過一條帶西區(qū)選取中滲透油層發(fā)育厚度處于區(qū)塊平均水平的65口注入井實施交替注聚，最大限度地提高油層動用狀況。65口注入井，平均射開砂巖厚度17.8 m，有效厚度14.4 m，有效滲透率669 mD，有效厚度處于區(qū)塊平均水平；有效滲透率在300～800 mD間的中滲透層厚度比例為43.6%。按照年注入速度不低于孔隙體積的0.22倍、聚合物的質(zhì)量濃度1600 mg/L（黏度70 mPa·s）和1100 mg/ L（黏度45 mPa·s）交替，利用數(shù)值模擬對2高2低（高濃度聚合物段塞注入2個月，低濃度聚合物段塞注入2個月）、3高2低、2高3低、2高4低和常規(guī)注入5種注入方式進行評價（圖1）。

圖1　交替段塞理論數(shù)模階段預(yù)測指標(biāo)對比曲線

表1　北部過渡帶一條帶西區(qū)葡一組油層各沉積單元鉆遇狀況（統(tǒng)計井?dāng)?shù)363口）

2.3交替注聚方案的優(yōu)化

東北石油大學(xué)室內(nèi)驅(qū)油實驗表明：按聚合物濃度從高到低的方式進行注入可以起到逐級調(diào)剖的作用，不斷擴大波及體積，提高采收率；因此，在聚合物總量相同的情況下，梯次降濃段塞組合的聚驅(qū)采收率要高于梯次提濃段塞組合的聚驅(qū)采收率。合理的交替段塞大小可以很好地控制流度，更好地擴大波及體積，還不會因為交替段塞過小而導(dǎo)致前后

由圖1可知，常規(guī)和2高4低的注入方式采出程度較低，2高3低、2高2低和3高2低的注入方式采出程度較為接近；但考慮2高3低的注入方式聚驅(qū)效率最高，最終選取2高3低段塞交替注入方式，遵循先高濃低速低壓、后降濃提速升壓的思路。首先根據(jù)薄差油層啟動壓力，先采取較低的注入速度低壓注入高濃度聚合物，封堵高滲透層，起到“調(diào)”的作用；然后根據(jù)壓力上升到差層啟動壓力，恢復(fù)正常注入速度，降低濃度注入，提高差層動用程度，起到“驅(qū)”的作用。結(jié)合試驗區(qū)壓力水平，根據(jù)產(chǎn)量和綜合含水，按階段注采平衡的原則測算，確定北過一條帶西區(qū)一個交替周期內(nèi)總注入量約為57.75×104m3，年注入速度不低于孔隙體積的0.20倍。根據(jù)單井儲層發(fā)育狀況，應(yīng)用聚合物分子量、質(zhì)量濃度與不同滲透率油層匹配關(guān)系圖版，個性化設(shè)計單井交替注聚方案。高濃度段塞單井設(shè)計注入濃度1300～1800 mg/L，年注入速度為孔隙體積的0.20倍，平均質(zhì)量濃度為1600 mg/L，黏度70 mPa.s；低濃度段塞單井設(shè)計注入質(zhì)量濃度800～1250 mg/L，年注入速度為孔隙體積的0.22倍，平均質(zhì)量濃度為1100 mg/L，黏度45 mPa.s。交替周期5個月，先注2個月高濃度段塞，再注3個月低濃度段塞，在交替注聚過程中，根據(jù)井組的動態(tài)變化特點及時進行跟蹤調(diào)整。

2.4方案實施情況

北過一條帶西區(qū)交替注聚于2013年8月25日開始實施，2014年1月25日結(jié)束。65口注入井實施前日配注3965 m3,注入壓力12.2 MPa，注入質(zhì)量濃度1235 mg/L，吸入指數(shù)5.0 m3/（d·MPa）。高濃度段塞階段注入周期2個月，年注入速度為孔隙體積的0.20倍，日配注3855 m3,結(jié)束后注入壓力上升到12.9 MPa，注入質(zhì)量濃度1430 mg/L，黏度69.5 mPa·s，吸入指數(shù)4.6 m3/（d·MPa）；低濃度段塞注入周期3個月，由于注入壓力上升較快，年注入速度仍為孔隙體積的0.20倍，日配注3890 m3,結(jié)束后注入壓力上升到13.3 MPa，注入質(zhì)量濃度1144 mg/ L，吸入指數(shù)4.5 m3/（d·MPa），黏度53.8 mPa·s，與交替注聚前相比日注水分別減少110 m3和75 m3。

2.4.1試驗效果

1）節(jié)約注水量，節(jié)能效果明顯。交替注聚實施5個月，總注水量為57.75×104m3，累積少注水1.725×104m3，低濃度段塞注入質(zhì)量濃度1144 mg/ L，較區(qū)塊其他井區(qū)低175 mg/L，少注聚合物干粉110 t。

2）注入剖面得到改善，油層動用程度提高的同時各類油層動用差異減小。交替注聚后試驗區(qū)吸入厚度比例由66.4%上升到注聚后的72.5%，其中中、低滲透油層動用程度得到明顯改善，滲透率小于300 mD的低滲透層吸入厚度比例由45.3%上升到56.6%，相對吸入量增加3.9百分點；滲透率在300～500 mD的中滲透層吸入厚度比例由57.7%上升到71.9%（表2）。滲透率小于500 mD的中、低滲透層與滲透率大于800 mD的高滲透油層吸入厚度比例差異由35.8%下降到22%，相對吸入量差異由48.8%下降到34.7%。

表2　北部過渡帶一條帶西區(qū)葡一組交替注聚吸入剖面變化

3）注入壓力穩(wěn)步上升，綜合含水下降，聚驅(qū)效果顯著。交替注聚結(jié)束后試驗區(qū)注入壓力13.3 MPa，上升1.1 MPa，較區(qū)塊同期注聚的其他井區(qū)高0.1 MPa；綜合含水90.44%，下降5百分點，較區(qū)塊同期注聚的其他井區(qū)多下降0.7百分點，多產(chǎn)油2500 t。

2.4.2經(jīng)濟效益

北過一條帶西區(qū)累積少注溶液1.725×104m3，少注聚合物干粉110 t，累積增油0.25×104t，創(chuàng)經(jīng)濟效益1005.1×104元。

3　結(jié)論

1）在薩北油田過渡帶一類油層注聚初期進行交替注聚，有效改善了中、低滲透層的動用情況，控制高滲層無效注水和低效產(chǎn)液，達(dá)到節(jié)能降耗的目的[3]。

2）交替注聚可以有效控制產(chǎn)量遞減，增加可采儲量，進一步提高聚驅(qū)采收率。交替注聚利用現(xiàn)有的設(shè)備，投資少、效益高、操作簡便，適合于油層發(fā)育差異較大的油層注聚初期調(diào)整,節(jié)能效果明顯。

[1]王志武.三次采油[M].北京:石油工業(yè)出版社,1995:1-9.

[2]劉萬林.杏十三區(qū)葡層交替注聚驅(qū)油機理及效果評價[D].大慶:東北石油大學(xué)，2013.

[3]方凌云,萬新德.砂巖油藏注水開發(fā)動態(tài)分析[M].北京:石油工業(yè)出版社,1998:12-14.

（編輯李珊梅）

10.3969/j.issn.2095-1493.2016.06.004

王艷婷，工程師，1997年畢業(yè)于長春地質(zhì)學(xué)院（資源規(guī)劃與管理專業(yè)），從事油田開發(fā)聚驅(qū)動態(tài)分析工作，E-mail：ytwang@petrochina.com.cn，地址：黑龍江省大慶油田有限責(zé)任公司第三采油廠地質(zhì)大隊，163113。

2016-01-28