高溫聚合物驅(qū)的方案設(shè)計(jì)及應(yīng)用效果

何海玲 尹紹波 楊安國(guó)

1河南油田雙河社區(qū)服務(wù)中心 2河南油田石油工程技術(shù)研究院

雙河油田某層系是河南油田第一個(gè)高溫聚合物驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)單元，地層溫度80.3℃。該層系構(gòu)造形態(tài)為一完整的由東南向西北抬起的單斜構(gòu)造，儲(chǔ)層為扇三角洲前緣沉積，巖性主要為中—細(xì)砂巖。膠結(jié)物以泥質(zhì)為主，孔隙式膠結(jié)，層間夾層非常穩(wěn)定。儲(chǔ)層非均質(zhì)性嚴(yán)重，分選系數(shù)3.23，變異系數(shù)0.49，均質(zhì)系數(shù)0.34，平均滲透率0.563μm2，平均孔隙度19.19%。該層系于1977年底投入開(kāi)發(fā)，共有采油井35口，日產(chǎn)油量130.2 t，采出程度41.47%，綜合含水率95.44%；注水井15口，日注水量1 324.4m3，累積注采比0.84，總壓降4.05MPa，壓力保持水平75.6%。

雙河油田某層系高溫聚合物驅(qū)驅(qū)劑選擇普通聚合物HPAM，分子量1 700~2 000萬(wàn)，水解度15%~17%，溶解時(shí)間小于2 h，溶解殘余物小于0.05%，熱穩(wěn)定性較好。段塞結(jié)構(gòu)為前緣（1 400 mg/L×0.05 PV）+主體（1 200mg/L×0.40 PV），共計(jì)注入0.45 PV，注入速度0.13 PV/a，月注采比為1.1。開(kāi)發(fā)方案為：以水驅(qū)井網(wǎng)為基礎(chǔ)，以老井轉(zhuǎn)注為主，部署3口新注聚井，新鉆油井2口，其他層系上返采油井5口，擬最終形成不規(guī)則五點(diǎn)法注采井網(wǎng)。共有注聚井16口，對(duì)應(yīng)采油井29口，油水井?dāng)?shù)比1.8∶1，聚合物驅(qū)井網(wǎng)控制儲(chǔ)量為301.6×104t，控制程度為70.5%。聚合物驅(qū)含水率為98%時(shí)，累積產(chǎn)油量為269.16×104t，與水驅(qū)相比增油量為21.63×104t，按聚合物驅(qū)井網(wǎng)實(shí)際控制儲(chǔ)量計(jì)算，聚合物驅(qū)比水驅(qū)提高采收率6.72%。高溫聚合物驅(qū)開(kāi)發(fā)方案及效果如下：

（1）注聚前深度調(diào)剖，以減緩聚驅(qū)過(guò)程中的平面竄流。該層系以 H7—115—T7—125—檢 5—H4—145一線為界，根據(jù)儲(chǔ)層沉積特征和物性特征，人為地分為南北兩個(gè)區(qū)域。針對(duì)兩個(gè)區(qū)域不同的地質(zhì)特征，在注聚前期調(diào)剖采取不同的調(diào)剖方式。首先，南部采用籠統(tǒng)深度調(diào)剖。調(diào)剖尺寸0.07 PV，注入時(shí)間6.5個(gè)月，平均調(diào)剖深度53.6m。其次，北部采用分層深度調(diào)剖。北部區(qū)域主要吸水層是V6.7小層，其他層吸水很差或不吸。對(duì)此，北部5口井采用了分層調(diào)剖方式，平均調(diào)剖深度為54.2m。調(diào)剖前后吸水剖面發(fā)生了明顯改善。調(diào)剖前后對(duì)比，8口注聚井不吸水層厚度下降了7.5%，中等以上吸水厚度增加9.7%，強(qiáng)吸水層厚度下降了1.3%。中低滲透層的吸水狀況得到改善，高滲透層的吸水狀況得到控制。調(diào)剖后見(jiàn)到效果的4口油井日增油6.9 t，含水率下降了3.1個(gè)百分點(diǎn)。調(diào)剖后的防竄能力較強(qiáng)。注入40個(gè)月后，平均產(chǎn)出液濃度為81.6mg/L，而雙河油田Ⅰ類單元437Ⅱ1—2、北塊Ⅱ4—5、北塊Ⅰ5Ⅱ1—3在注相同PV數(shù)的產(chǎn)出液濃度分別為219.6、180.0、206.7mg/L，遠(yuǎn)高于Ⅴ上層系目前的產(chǎn)出液濃度。

（2）一井一制注入，以使油井全面見(jiàn)效。國(guó)內(nèi)外大量研究表明，隨著聚合物溶液濃度的增加，溶液的黏彈性也增加，因此驅(qū)油效率也有較大幅度的提高。同時(shí)較高的溶液黏度也可在一定程度上改善地層剖面、擴(kuò)大波及體積，從而進(jìn)一步提高采收率。為了考察高濃度聚合物在高溫油藏的適應(yīng)性，在該層系南部油層大、疊加好、滲透率高的主體部位選取了F6—115等6口注聚井進(jìn)行高濃度聚合物驅(qū)試驗(yàn)。通過(guò)試驗(yàn)，油井日增油14.6 t，綜合含水率下降了1.16個(gè)百分點(diǎn)，聚驅(qū)效果得到了較大改善。但在全面注聚后期，注聚井的注入壓力逐漸升高，尤其上傾尖滅區(qū)和邊部的注入壓力已接近泵壓，并且部分井逐漸開(kāi)始欠注，主體區(qū)油井開(kāi)始出現(xiàn)能量下降的現(xiàn)象。為保障正常注入和油井生產(chǎn)必需的能量，對(duì)注聚井采取一井一制注入，對(duì)16口注聚井進(jìn)行了14次濃度和注入量的優(yōu)化調(diào)整、有6口井注入濃度為1 600mg/L，2口井注入濃度為1 200mg/L，3口井注入濃度為1 400mg/L，5口井注入濃度為1 800mg/L。調(diào)整后對(duì)應(yīng)油井見(jiàn)效顯著。如F5—13井，對(duì)應(yīng)油井3—15井，日增油8.7 t，含水率下降了5.2%。

（3）均衡動(dòng)態(tài)配液，擴(kuò)大聚驅(qū)效果。首先加強(qiáng)內(nèi)部注聚，控制外圍邊水。V上層系西部邊水活躍，邊部油井注入一年仍不見(jiàn)效，為促使邊部油井盡快見(jiàn)效，對(duì)層系開(kāi)發(fā)歷史、單元累積注采比、地層壓力及地層壓力保持水平狀況進(jìn)行綜合評(píng)價(jià)。計(jì)算單元邊水水侵速度為23.77×104m3/a，而單元靠近邊水的內(nèi)部注入井按照聚驅(qū)方案設(shè)計(jì)的1.1注采比實(shí)施注聚，注入速度為19.26×104m3/a，明顯低于邊水水侵速度。調(diào)整注采比3個(gè)月后邊部油井3—155、H4—145等井陸續(xù)見(jiàn)效，4口采油井，日增產(chǎn)能15 t。其次根據(jù)動(dòng)態(tài)變化，合理調(diào)整注采結(jié)構(gòu)，改善了聚合物驅(qū)效果。最后對(duì)高、中、低滲透層進(jìn)行合理分采，對(duì)長(zhǎng)期見(jiàn)效差或聚竄的高含水井，利用硼中子測(cè)井、產(chǎn)液剖面監(jiān)測(cè)、示蹤劑監(jiān)測(cè)等手段，找出高含水層進(jìn)行分采、降低層間干擾。如泌28井，硼中子測(cè)井結(jié)果顯示V9.10小層為強(qiáng)水淹，機(jī)堵V9.10調(diào)層采V1.6.7.8小層，機(jī)堵后三個(gè)月見(jiàn)到了新5—13井的注聚效果，日增油2 t，含水率下降了2個(gè)百分點(diǎn)，發(fā)揮了每個(gè)層的注聚效果，促進(jìn)了多層同時(shí)見(jiàn)效。

（4）利用壓裂、解堵等措施手段，改善產(chǎn)出剖面，以促進(jìn)油井見(jiàn)效。針對(duì)該層系物性差、受效差的區(qū)域，在注聚過(guò)程中共對(duì)3口油井實(shí)施壓裂、2口井實(shí)施解堵，措施后日增油38.7 t，日增液239.1m3，提高了儲(chǔ)量動(dòng)用程度，進(jìn)一步擴(kuò)大了聚合物驅(qū)效果。如：H9—145井V6.7小層位于上傾尖滅區(qū)，物性較差，周?chē)蠬8—135和H8—155井在注聚（注水），有足夠的能量補(bǔ)充，但長(zhǎng)期見(jiàn)不到注水（注聚）效果，為改善該區(qū)域V6.7小層的儲(chǔ)量動(dòng)用狀況、促進(jìn)該井注聚（注水）見(jiàn)效，近幾年對(duì)該井實(shí)施壓裂，壓裂初期自噴，日增油5.2 t。通過(guò)以上調(diào)整，V上層系增油降水幅度高、對(duì)應(yīng)油井見(jiàn)效率高。三采對(duì)應(yīng)井29口，見(jiàn)效井23口，見(jiàn)效率79.3%。23口見(jiàn)效井日產(chǎn)油由注聚初期的86.7 t，上升到見(jiàn)效高峰期的294.4 t，綜合含水率由初期的95.0%下降到高峰期的84.7%，含水率下降了10.3個(gè)百分點(diǎn)。已知單元累積增油5.727 0×104t，提高采收率1.90%，噸聚合物換油率14.4 t，與聚驅(qū)預(yù)測(cè)曲線吻合較好。