改善二次聚合物驅開發(fā)效果實踐與認識

白麗平

【摘要】在認識二次聚合物驅見效特征及剩余油分布特點的基礎上，通過注聚階段提高注入濃度、適時追加段塞、部署完善井及合理動態(tài)調配等系列調整工作，實現(xiàn)了二次聚驅大幅提高采收率的目標。層系潛力區(qū)部署的3口油井投產初期日產油10.5t-22t，含水20%-70%；單元二次注聚見效高峰期增油倍比達3.04，含水降低7.5個百分點，階段提高采收率4.96個百分點。

【關鍵詞】二次聚合物驅；特征；剩余油；濃度；段塞；完善井；動態(tài)調配；采收率

引言

聚合物驅技術目前已成為我國大慶、勝利、河南等油田提高采收率的主要手段之一[1，2]。由于油藏地質條件和開采工藝的限制，使聚合物驅采收率增幅只有10%左右，聚驅后仍有約50%原油殘留在地下[3，4]。那么一次聚合物驅后是否還適合二次聚合物驅？其增油效果能否保證？下二門油田H2Ⅱ層系在一次聚合物驅提高采收率11.02個百分點的基礎上，于2006年8月開展了二次聚合物驅礦場試驗[5]。為改善試驗聚驅效果，根據二次聚驅見效特征及剩余油分布狀況，提出了部分井提高注聚濃度、追加段塞、部署完善井及動態(tài)調配，來進一步擴大聚驅波及體積、提高增油幅度的設想。

1試驗區(qū)基本情況

下二門油田H2Ⅱ層系為近物源三角洲前緣沉積，油層埋深928～1050m，巖石類型為巖屑長石砂巖，儲層物性具有膠結疏松、滲透率高、孔隙度大的特點，巖芯分析平均孔隙度23.7%，滲透率2.33μm2，滲透率變異系數為0.85。油藏流體性質具有低溫、高粘、地礦化度的特點，地層溫度50℃，地下原油粘度72.6mPa.s；地層水總礦化度為2127mg/l，其中Cl離子含量128mg/l，Ca2+為7mg/l，Mg2+為4mg/l。原始地層壓力9.8MPa， 飽和壓力8.0Mpa，地飽壓差1.8MPa。

H2Ⅱ層系于1978年9月投入開發(fā)，次年12月注水；1996年8月實施了一次聚合物驅（注聚濃度1200mg/L-1000mg/L，段塞0.43PV），2000年3月轉入后續(xù)水驅。截止2006年7月一次聚驅提高采收率11.02個百分點。單元采出程度達到37.8%；2006年8月單元進行了二次聚合物驅，其注采井網是在一次注聚井網基礎上，將主體區(qū)的3口油井轉注聚合物，在注入平衡區(qū)將其它層系采油井上返本層系1口；方案設計注聚濃度1800mg/L，注聚段塞0.22PV。

2二次聚驅見效特征

為使二次注聚有效擴大波及體積，H2Ⅱ層系二次聚驅前所有注聚井實施了深度調剖（注入0.3PV），并對層間滲透率差異大的2口井實施分注。其開采見效特征主要表現(xiàn)出多向受效井及井網調整力度大的區(qū)域油井，增油降水幅度大。

H2Ⅱ層系注聚井對應油井的見效情況所示（表1，圖1），多向受效油井增油幅度和降水幅度明顯較大，增油倍比達到2.4；兩向受效井和單向受效井效果相對差。可見，提高聚驅儲量控制程度、增加油井多向受效率，對保證聚驅增油幅度十分重要。

層系不同區(qū)域油井增油效果差異也較大，與一次聚驅井網對比，二次聚驅井網調整力度大的區(qū)域油井見效率及增油幅度均較高。與一次聚合物驅井網對比，H2Ⅱ層系二次聚合物驅井網調整區(qū)域，即3口油井轉注聚井對應的8口油井全部見效。

統(tǒng)計該層系一次聚合物驅對應油井在二次聚合物驅開發(fā)階段的見效狀況結果顯示（表2、圖2、圖3），通過井網調整新增受效方向的井，增油降水效果顯著，增油倍數達到4.4，與一次聚驅效果接近。仍然為老方向的6口受效井二次聚驅效果較差，增油倍數低，僅1.17倍。明顯低于一次聚合物驅。顯然井網調整改變液流方向，是促使二次聚驅擴大波及體積增油見效的主要因素之一。表2 一次與二次聚驅對應油井增油降水指標對比

3改善聚驅效果方法

3.1提高注聚濃度和粘度，建立更有效的地下滲流阻力場

下二門H2Ⅱ層系屬于高滲、高粘、強非均質性油藏。一次注聚期間井口粘度僅30—40mpa.s，由于油藏局部滲流優(yōu)勢通道發(fā)育，雖然實施了調剖，但聚竄仍較嚴重；二次聚驅方案設計注聚濃度1800mg/L，粘度提高到60-80mpa.s，注聚初期仍有4口注聚井注入壓力上升幅度小、未建立有效流動阻力，故將注聚濃度提高到2200 mg/L，使注入壓力上升2-4 Mpa，同時地面混配暴氧除硫工藝實施后，單元再次大幅提高了注入粘度，達到120mpa.s以上（圖4），單元平均注入壓力由注聚前的4.1 Mpa提高到9.8 Mpa，上升5.7MPa，遠高于一次聚驅的平均注入壓力上升值1.3MPa（表3）。通過提高驅劑注入粘度建立了更為有效的地下滲流阻力場，從而保證了增油效果的延續(xù)。

單元二次聚驅開采曲線所示（圖7），通過注聚粘度的大幅上升，單元日產油由注聚前40.4t增至67.1t，日增油26.7t，綜合含水由注聚前93.3%，下降到89.8%，降低了3.5個百分點。單元實際日產油與預測指標接近，但仍未達到預測產量高峰值，階段提高采收率僅0.64個百分點。

3.2低效井側鉆和潛力區(qū)部署新井擴大聚驅波及體積

由于斷層及物性影響，H2Ⅱ層系一次聚驅后局部區(qū)域井網未有效控制，使這些部位剩余油相對集中，Ⅱ13-7層剩余油飽和度圖所示（圖5），斷層附近、井網未控制或壓力平衡區(qū)剩余油富集，位于層系北部5號大斷層附近的Q19井，距Q25、Q26兩口注聚井較遠，且注采井間存在物性較差的分流間灣，造成驅劑在該方向難以推進，兩次聚驅Q19井都未見效，故于2008年10月Q19井往南側鉆90m，側Q19投產初日產油達到15.9t/d，含水35.6%，并見到聚驅的持續(xù)增油效果；另一口采油井Q24井位于層系中部發(fā)育的11號和12號小斷層間，由于注采不對應、開發(fā)后期產能很低，考慮到11號斷層南部附近無采油井點，剩余油難以動用，故于2008年11月，由Q24井側鉆到11號斷層南部獲得高產（日產油量17.8t/d，含水50.5%）。鑒于二次注聚過程在剩余油潛力區(qū)完善井網取得好效果，2009年至2010年又相繼在油水邊界及上傾部位利用低效井上返補孔和部署完善井，油水邊界附近低效井試采層段初期日產油2-5t，含水77.2%-86.3%；上傾部位完善井投產初期日產油11t，含水76.0%。不同部位井層的投產效果證實，水驅和聚驅后地下剩余油的二次運移形成了新的剩余油富集區(qū)，通過完善井可擴大聚驅波及體積。

利用油藏典型模型，研究多層非均質儲層聚驅合理的提液時機及效果結果表明：對于多層非均質地層，聚驅時提液的增油效果均好于聚驅不提液的效果，在油井見效時提液效果最佳，分別比不提液提高采收率0.38-0.74%，高峰期后再提液增油效果明顯降低。根據油藏地質條件及剩余油分布，優(yōu)選H2Ⅱ層系2口已見效的油井實施提液，措施實施后油井日增液量33.8t，日增油4.6t，含水下降1.8-2.7個百分點，聚驅效果得到進一步擴大（表4）。

另外針對H2Ⅱ層系南部淺1注聚井對應油井見效不理想的狀況，于2008年1月對淺1井實施二次調剖，并于2008年11月將注入量提高40%后，對應2口采油井（J6-131、J6-121）增油降水效果明顯，J6-131井日增油14.4t，含水下降17.3個百分點（圖6），J6-121井日增油6.6t，含水下降8.1個百分點。合理動態(tài)調配進一步提高了油井見效率。

由于采取了以上多項調整措施，二次聚驅產油量持續(xù)保持穩(wěn)中有升的勢頭。當二次注聚至方案設計段塞0.22PV時，H2Ⅱ層系正處于增油上升階段。故根據單元整體見效情況，通過技術和經濟評價及時追加注聚段塞至6.7PV，從而有效延長了二次聚驅的增油降水見效高峰期，顯著提高了二次聚驅的開發(fā)效果。

4二次聚驅效果

下二門H2Ⅱ層系通過上述系列調整工作，使二次注聚日產油由2008年9月調整前的67.1t大幅上升至123.7t，并持續(xù)保持較高的水平，綜合含水也由89.8%繼續(xù)下降到86.4%（圖7）。二次注聚見效高峰期增油倍比達到3.04，階段提高采收率4.96個百分點，噸聚換油率21.3t/t。二次聚驅取得了顯著的增油降水效果。說明一次聚驅后在認清剩余油分布特點的基礎上，通過提高注聚濃度、完善井網、最大限度改變液流方向及合理動態(tài)調配，可實現(xiàn)二次聚驅進一步擴大波及體積和提高采收率的目標。

5認識

⑴根據油藏條件及注采關系合理提高聚合物濃度，可進一步提高啟動壓力，擴大波及體積和控制聚竄。

⑵注聚見效高峰期通過追加段塞、在剩余油富集的潛力區(qū)進一步完善井網及合理動態(tài)調配，可利用已建立的聚合物驅地下流動阻力場，繼續(xù)擴大聚驅儲量控制程度，提高油井見效率和增油幅度，有效延長見效期。

參考文獻

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