古城油田泌124區(qū)聚合物驅(qū)動(dòng)態(tài)調(diào)整技術(shù)研究與應(yīng)用

董愛(ài)玲，王泊，李芳

趙艷錦，潘素玲，周文建 （中石化河南油田分公司第二采油廠，河南唐河473400）

1 地質(zhì)概況

古城油田泌124區(qū)塊位于泌陽(yáng)凹陷北部斜坡帶西南端，屬于復(fù)雜斷塊油藏，該斷塊的主體區(qū)下層系主要含油層為古近系核桃園組三段5亞段2小層1～3單層 （）、3小層1～2單層）、4小層1～2單層 （）、5小層1～2單層）、7小層 （）、8小層 （）。油藏埋深平均1000．3m，射開(kāi)井段平均長(zhǎng)達(dá)24．2m。儲(chǔ)層沉積物粒度較細(xì)，以細(xì)砂巖為主，粉砂巖次之，平均孔隙度25．37%，平均滲透率0．475D，屬大中孔隙度，高中滲透類型；層間滲透率變異系數(shù)0．85，非均質(zhì)系 數(shù) 2．0，級(jí) 差 7．1，層 間 非 均 性 嚴(yán) 重，據(jù)層高壓 物性分 析資料，地層 原 油 黏 度88．2mPa·s，50℃脫氣原油黏度125．9～582．61mPa·s，屬于普通稠油油藏。

經(jīng)過(guò)了5年的常規(guī)降壓開(kāi)采和15年的注水開(kāi)發(fā)歷程，在注水開(kāi)發(fā)過(guò)程中由于油層非均質(zhì)性嚴(yán)重，平剖面矛盾突出，油水流度比大，造成注入水單層突進(jìn)和平面指進(jìn)嚴(yán)重，油井含水上升速度加快，開(kāi)發(fā)效果變差。為了提高區(qū)塊采收率，2008年5月轉(zhuǎn)入聚合物驅(qū)，聚合物驅(qū)含油面積0．6km2，地質(zhì)儲(chǔ)量85．83×104t，注聚井組控制儲(chǔ)量48．73×104t，采用不規(guī)則五點(diǎn)法井網(wǎng)，注聚井6口，邊部注水井2口，聚合物驅(qū)對(duì)應(yīng)油井12口，注采井距平均為136m，井網(wǎng)密度39口／km2，油水井?dāng)?shù)比1．5∶1。

2 聚合物驅(qū)動(dòng)態(tài)調(diào)整技術(shù)

聚合物驅(qū)前的調(diào)整工作是做好井網(wǎng)完善、調(diào)剖以及方案優(yōu)化；聚合物驅(qū)過(guò)程中，影響因素很多，為確保聚合物驅(qū)的效果，必須根據(jù)聚合物驅(qū)的開(kāi)發(fā)動(dòng)態(tài)，在聚合物質(zhì)量保證的前提下，對(duì)注采關(guān)系進(jìn)行精細(xì)調(diào)整，最大限度地?cái)U(kuò)大聚合物驅(qū)波及體積，改善聚合物驅(qū)效果。

2.1 聚合物驅(qū)前的調(diào)整技術(shù)

2．1．1 完善注采井網(wǎng)

注聚前調(diào)整有利于挖掘原井網(wǎng)集團(tuán)采油區(qū)的剩余油，規(guī)則注采井網(wǎng)；對(duì)特高含水主體區(qū)通過(guò)油轉(zhuǎn)注聚改變液流方向；新鉆注聚井，實(shí)施分注，減緩層間矛盾，提高剩余油富集區(qū)的井網(wǎng)控制程度和聚合物驅(qū)見(jiàn)效率。

調(diào)整后泌124塊主體區(qū) （聚合物驅(qū)斷塊）總井?dāng)?shù)21口，其中注聚井6口，注水井3口，聚合物驅(qū)對(duì)應(yīng)采油井12口，油水井?dāng)?shù)比為1．3，平均井距136m。12口對(duì)應(yīng)油井共82小層，其中三向受效8層，雙向受效32層，單向受效30層，無(wú)對(duì)應(yīng)受效12層。通過(guò)調(diào)整，注采井距由165m縮小至136m，進(jìn)一步完善注采井網(wǎng)，縮小注采井距，增加油井受效方向，有利于聚合物驅(qū)后擴(kuò)大聚合物波及體積。

2．1．2 注聚合物前整體調(diào)剖

長(zhǎng)期注水的油藏直接注聚合物，聚合物的竄流是不可避免的。注聚合物前調(diào)剖采用區(qū)塊、整體調(diào)剖的方式，調(diào)整長(zhǎng)期水驅(qū)造成的縱向與平面非均質(zhì)性。例如，泌124區(qū)塊于2008年5月對(duì)原水井進(jìn)行了注聚前的整體調(diào)剖。在2007年對(duì)注水井G31022井實(shí)施調(diào)剖期間，對(duì)應(yīng)采油井G3303井見(jiàn)到調(diào)剖劑，說(shuō)明G31022井與G3303井存在明顯優(yōu)勢(shì)注水通道；轉(zhuǎn)入注聚后，2008年5月G31022井進(jìn)入注聚合物前的調(diào)剖，9月上旬G3303井見(jiàn)到調(diào)剖效果，產(chǎn)出液質(zhì)量濃度達(dá)358．2mg／L，G31022調(diào)剖井增加交聯(lián)劑質(zhì)量濃度及追加調(diào)剖段塞，G3303油井產(chǎn)出液質(zhì)量濃度逐步下降到168．5mg／L。

2.2 聚合物驅(qū)過(guò)程中的調(diào)整技術(shù)

2．2．1 注入質(zhì)量濃度的調(diào)整

泌124區(qū)塊下層系原油黏度為80～160mPa·s，考慮到地面管網(wǎng)和炮眼等機(jī)械剪切及地層中化學(xué)、生物和熱氧降解作用等造成的黏度損失，計(jì)算地面混配聚合物溶液黏度最低為181mPa·s，根據(jù)地層溫度 （62℃）下黏度與聚合物質(zhì)量濃度的關(guān)系，達(dá)到該黏度的對(duì)應(yīng)段塞聚合物質(zhì)量濃度為1400～2000mg／L。原方案確定主體段塞的注入質(zhì)量濃度為1500mg／L，該質(zhì)量濃度下井口聚合物注入黏度56．7mPa·s，在經(jīng)過(guò)現(xiàn)場(chǎng)一系列的工藝改造后，聚合物注入黏度上升到70mPa·s，仍遠(yuǎn)低于方案設(shè)計(jì)168mPa·s要求。跟蹤不同質(zhì)量濃度聚合物的注入黏度與流度比的改善情況 （表1），可以看出區(qū)塊含水率下降明顯，有效地?cái)U(kuò)大了波及體積。

2．2．2 注入速度的調(diào)整

原方案優(yōu)化設(shè)計(jì)泌124區(qū)塊各井組聚合物驅(qū)注入速度為0．11PV／a，由于泌124區(qū)塊聚合物驅(qū)屬于不規(guī)則井網(wǎng)，平均井距164m，但井距最小的僅80m，最大的220m，且油層非均質(zhì)性嚴(yán)重，主力層單層平面上滲透率在0．033～2．511D，級(jí)差為 76，因此0．11PV／a的注入速度不適應(yīng)所有的井區(qū)，采取降低注入速度的措施，同時(shí)保持注采比1．05。

2．2．3 注入方式的調(diào)整

在注聚初期，主力油層內(nèi)部聚合物驅(qū)的調(diào)剖作用表現(xiàn)較為明顯，但進(jìn)入含水率回升階段后出現(xiàn)注聚區(qū)塊縱向上剖面吸水差異大的問(wèn)題。注入井選擇不同的時(shí)機(jī)實(shí)施分層注入，一定程度上控制了主力油層的注入強(qiáng)度，進(jìn)一步提高區(qū)塊整體開(kāi)發(fā)效果及采收率，不同階段分注均比全過(guò)程籠統(tǒng)注入提高采收率0．5%～1．7%。

2009年3月，泌124區(qū)塊累計(jì)注入體積0．098PV，油井動(dòng)態(tài)反映部分井組有注入液優(yōu)勢(shì)方向，注入井剖面顯示縱向吸水差異大，2009年4月相繼對(duì)6口注聚井進(jìn)行分層注聚，至2010年6月全面實(shí)施分注 （累計(jì)注入體積0．188PV）。注聚井分注分為套管與油管注入，套管段以小層為主，油管段以小層為主。分注后油壓由10．4MPa提高至11．6MPa，油管層段得到有效的啟動(dòng)及動(dòng)用，至2010年6月，泌124區(qū)塊聚合物驅(qū)的綜合含水率由76．1%降至68．1%。

表1 泌124區(qū)塊注入不同質(zhì)量濃度聚合物的流度比情況

2．2．4 局部區(qū)域注采井網(wǎng)的調(diào)整

泌124區(qū)塊聚合物驅(qū)因構(gòu)造及斷層遮擋，井網(wǎng)不規(guī)則，平均井距164m，局部井組注采井距80～220m不等。

例如中心注聚井G31022井與對(duì)應(yīng)采油井G3303井距僅107m，雖然聚合物驅(qū)前進(jìn)行調(diào)剖，但因井距小，G31022井 （注水層位：、、、、）層間層內(nèi)物性差異大，平剖面上矛盾突出，注入液一方面沿高滲層小層突進(jìn)，造成油井G3303井高產(chǎn)出液質(zhì)量濃度，高含水率；另一方面由于小層不吸水，另一口注聚井G31011井注入液向采油井G3102井推進(jìn)，造成平面失調(diào)，油井含水率上升，產(chǎn)出液質(zhì)量濃度上升，不利于進(jìn)一步擴(kuò)大井組的波及體積。為了緩解平剖面矛盾，促使液流轉(zhuǎn)向，擴(kuò)大聚合物驅(qū)波及體積，進(jìn)行了局部區(qū)域的井網(wǎng)調(diào)整。

2．2．5 注聚過(guò)程中的調(diào)剖

隨著注聚時(shí)間的延長(zhǎng)，注聚井注入剖面矛盾逐步突出，雖然進(jìn)行了細(xì)分注聚，但局部區(qū)域仍出現(xiàn)竄流，平剖面矛盾突出，為緩解和改善平剖面矛盾，保證聚合物驅(qū)效果，注聚合物過(guò)程中有必要進(jìn)行調(diào)剖。

2010年對(duì)G3503井進(jìn)行了過(guò)程中的調(diào)剖，調(diào)剖后聚竄井GB1244井竄流時(shí)產(chǎn)出液質(zhì)量濃度降至6．2g／L，日產(chǎn)液由23．0t降至5．0t，日產(chǎn)油由1．4t提高至1．8t，含水率由94%降至64%。注聚井G3503井的套壓由調(diào)剖前的10．2MPa升至調(diào)剖后的11．4MPa，油壓由調(diào)剖前的9．2MPa升至調(diào)剖后的10．5MPa，層的相對(duì)吸水量降至45%，有效緩解了平剖面矛盾。

2．2．6 注采結(jié)構(gòu)的調(diào)整

注采結(jié)構(gòu)調(diào)整主要是保證平面上的注采平衡，增強(qiáng)注聚井高效注入，采油井高效產(chǎn)出，擴(kuò)大聚合物波及體積。一是保持了合理注采比，控制了注入速度。整體注采比優(yōu)化后保持在1．02左右，局部聚竄區(qū)域注采比0．95。二是緩解了層間、層內(nèi)矛盾。注聚井選擇性控制高滲層小層注入量，減少無(wú)效、低效的注采循環(huán)，提高小層的注入量，增強(qiáng)有效注聚。三是培養(yǎng)促進(jìn)油井受效，提升了開(kāi)發(fā)效果。

3 應(yīng)用效果

1）建立了地下滲流阻力，地層能量得到補(bǔ)充，注入壓力由6．53MPa上升到11．7MPa并保持穩(wěn)定，地層壓力由6．08MPa上升到8．57MPa后保持穩(wěn)定，地層壓力保持水平達(dá)到原始地層壓力 （9．48MPa）的90．4%。

2）平面矛盾得到一定緩解，優(yōu)勢(shì)流場(chǎng)明顯得到抑制，有效抑制了層聚合物竄流。

3）受效油井多，見(jiàn)效率較高，聚合物驅(qū)油井12口，目前見(jiàn)效10口，見(jiàn)效率83．3%。

從方案執(zhí)行情況來(lái)看，泌124區(qū)塊聚合物驅(qū)方案設(shè)計(jì)為段塞量0．567PV （原設(shè)計(jì)0．327PV，2011年7月追加0．24PV），注入速度0．11PV／a，注采比1．05，含水率降幅最大8．2%，與水驅(qū)相比累計(jì)增油4．35×104t，提高采收率8．63%，噸聚合物增油45．3t，取得了較好的聚合物驅(qū)效果。