大慶油田薩北開發(fā)區(qū)過渡帶交替注聚的實踐與認識

王艷婷?。ù髴c油田有限責任公司第三采油廠）

大慶油田薩北開發(fā)區(qū)過渡帶交替注聚的實踐與認識

王艷婷（大慶油田有限責任公司第三采油廠）

薩北開發(fā)區(qū)北過一條帶西區(qū)一類油層縱向非均質性強、水驅控制程度高、開采時間長，使得該區(qū)塊投注聚后高含水井數(shù)比例大，厚油層底部低效無效循環(huán)嚴重，中、低滲透油層動用差，聚驅效率低。聚驅提效率試驗研究成果表明，對非均質油層依次交替注入不同黏度的聚合物段塞，能夠實現(xiàn)高、中、低滲透層聚合物段塞盡可能同步運移，改善非均質油層驅油效果；在進一步提高采收率的同時，降低聚合物用量，達到控水挖潛、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

聚合物驅油作為一種常規(guī)的提高采收率技術已經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]。對于非均質性較強的油層，單一段塞注入方式驅替液易在高滲層發(fā)生突進，剖面發(fā)生返轉，而中、低滲透層仍有大量剩余油未動用，一部分高濃度聚驅區(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)化聚合物驅注入方式的研究。對非均質油層依次交替注入不同黏度的聚合物段塞，使高、中、低滲透層驅替液流度差異減小，能夠實現(xiàn)高、中、低滲透層聚合物段塞盡可能同步運移，改善非均質油層驅油效果；在進一步提高采收率的同時，降低聚合物用量，達到控水挖潛、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、驅油劑的黏度及彈性的影響?；\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，利用不同驅油劑驅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形成“壓力波段”，有利于改變微觀流線和微觀力，提高驅油效率[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，2013年1月注聚，采用五點法面積井網，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，日產液6656 t，日產油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，縱向上非均質性強，各沉積單元非均質程度存在一定差異。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)模階段預測指標對比曲線

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)計井數(shù)363口）

2.3交替注聚方案的優(yōu)化

東北石油大學室內驅油實驗表明：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采收率要高于梯次提濃段塞組合的聚驅采收率。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”的作用；然后根據(jù)壓力上升到差層啟動壓力，恢復正常注入速度，降低濃度注入，提高差層動用程度，起到“驅”的作用。結合試驗區(qū)壓力水平，根據(jù)產量和綜合含水，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，應用聚合物分子量、質量濃度與不同滲透率油層匹配關系圖版，個性化設計單井交替注聚方案。高濃度段塞單井設計注入濃度1300～1800 mg/L，年注入速度為孔隙體積的0.20倍，平均質量濃度為1600 mg/L，黏度70 mPa.s；低濃度段塞單井設計注入質量濃度800～1250 mg/L，年注入速度為孔隙體積的0.22倍，平均質量濃度為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日結束。65口注入井實施前日配注3965 m3,注入壓力12.2 MPa，注入質量濃度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,結束后注入壓力上升到12.9 MPa，注入質量濃度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,結束后注入壓力上升到13.3 MPa，注入質量濃度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，聚驅效果顯著。交替注聚結束后試驗區(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，多產油2500 t。

2.4.2經濟效益

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)經濟效益1005.1×104元。

3　結論

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液，達到節(jié)能降耗的目的[3]。

2）交替注聚可以有效控制產量遞減，增加可采儲量，進一步提高聚驅采收率。交替注聚利用現(xiàn)有的設備，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)葡層交替注聚驅油機理及效果評價[D].大慶:東北石油大學，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)于長春地質學院（資源規(guī)劃與管理專業(yè)），從事油田開發(fā)聚驅動態(tài)分析工作，E-mail：ytwang@petrochina.com.cn，地址：黑龍江省大慶油田有限責任公司第三采油廠地質大隊，163113。

2016-01-28