聚合物驅(qū)剩余油油層挖潛措施研究

馬良帥 喻高明

摘 ?????要：對油層動態(tài)數(shù)據(jù)和靜態(tài)數(shù)據(jù)進(jìn)行了分析。描繪了剩余油在油層內(nèi)的分布，砂體在油層內(nèi)容形成的原因類型及各自的特征。同時針對油層的動用，研究了油層內(nèi)部剩余油的情況，找出剩余油在油層內(nèi)分布的主要因素，選擇有針對性的挖潛技術(shù)方案，最大限度的提高油層采收率，提高目的油層的最終采油量。

關(guān) ?鍵 ?詞：油層;剩余油挖潛;剩余油分布

中圖分類號：TE357 ?????文獻(xiàn)標(biāo)識碼： A ??????文章編號： 1671-0460（2019）02-0372-04

Abstract： Reservoir dynamic data and static data were analyzed， the distribution of remaining oil in the second type reservoir was accurately depicted， the causes of the formation of sand body in the oil layers and their respective characteristics were investigated， at the same time， according to the using condition of reservoir， the situation of the internal residual oil was studied， the main influence factors of remaining oil distribution in the second type reservoir were found out， suitable potential tapping measures were determined to increase the increase recovery efficiency.

Key words： Reservoir; Potential tapping; Remaining oil distribution

在當(dāng)前技術(shù)條件下，聚合物驅(qū)剩余油的研究技術(shù)在國內(nèi)各個油田發(fā)展很快，在技術(shù)和理論上都取得了一定的成果。本次研究主要針對的河道厚度薄、滲透率逐漸降低、砂體規(guī)模較小、層數(shù)較多以及縱向和平面非均質(zhì)差異性大等造成了油層挖潛難度大的問題，在聚合物驅(qū)油前、聚合物驅(qū)油受效階段和含水率上升階段均提出了相應(yīng)的挖潛措施，并形成了各自配套的工藝措施和研究技術(shù)，并朝著綜合化、穩(wěn)定化、集成化的方向發(fā)展[1]。

1 ?調(diào)整聚合物驅(qū)油層的注采關(guān)系并提高聚合物驅(qū)替的控制程度

油層平面和縱向非均質(zhì)差異性大，河道砂體鉆遇率較低，并與主體和非主體薄細(xì)砂層內(nèi)外相互交織分布，跟較早開采油層相比，本項目油層性質(zhì)明顯變差。較早之前針對本開采區(qū)域不同厚度的注入聚合物驅(qū)替的油層進(jìn)行了類比分析，分析結(jié)果表明本開采區(qū)域不同厚度的油層注入聚合物驅(qū)油效果差異性明顯較大。但是本開采區(qū)域的油層隨著厚度的增加，油層聚合物驅(qū)的效果逐漸變好，從圖1-3中可以看出，針對不同油層，油層的有效厚度在1 m以上聚合物驅(qū)效果明顯比水驅(qū)增強(qiáng)。同時考慮到聚合物驅(qū)油增加采收率機(jī)理了解來看，主要原理是聚合物驅(qū)油的溶液在油層中的段賽式的向前推進(jìn)和縱向上的調(diào)剖特點，完善油層內(nèi)部的非均質(zhì)特性，擴(kuò)大液體波及的體積，根據(jù)本地區(qū)不同厚度油層的剩余油分布情況可以分析出，油層的有效厚度大于1 m時更加適合注入聚合物進(jìn)行開采。

大量實驗類比分析結(jié)果表明，籠統(tǒng)的注入聚合物在調(diào)整油層之間的矛盾上起到一定作用，能夠取得一定的增加產(chǎn)油量降低含水率的成果，但是在地質(zhì)條件差異性較大的開采油層中，對于注入聚合物的開采效果將會產(chǎn)生負(fù)面影響。區(qū)塊1，包括2個砂體巖組組塊1和組塊2，由于不同油層之間的沉積相結(jié)構(gòu)特征不同，使得不同砂體巖組之間的滲透率差別較為明顯，研究的層系中組塊1平均有效滲透率為0.845μm2，組塊12平均有效滲透率為0.412μm2，針對開采油層間的有效滲透率之間的差異性，使得注入聚合物開采油層籠統(tǒng)的注入后吸入的效果相差較大，目前組塊1相對吸入水量占全部井的79.4%，而組塊2占全部井的16.74%，與此同時根據(jù)單個井的吸水資料統(tǒng)計結(jié)果，跟隨砂體巖組之間有效滲透率級差的增加動用程度的差異性越明顯[2]。

統(tǒng)計不同性質(zhì)的開采油層的有效滲透率的情況，統(tǒng)計結(jié)果顯示河道砂體的平均有效滲透率為0.576 μm2，而非河道砂體并且有效厚度大于1 m的平均有效滲透率為0.216 μm2，有效厚度0.8～1.4 m、非河道砂體并且有效厚度小于0.5m的平均有效滲透率分別為0.186、0.084 μm2，根據(jù)統(tǒng)計結(jié)果顯示河道砂體和非河道砂體的平均有效滲透率的級差來分析，

河道砂體與有效厚度大于等于1 m非河道砂體的有效滲透率級差大小為2.4，與有效厚度小于1.0m非河道砂體有效滲透率級差大小為3.3～5.9。可見組塊3、組塊4油層中有效厚度1 m以上的油層有效滲透率級差大小在2.4以內(nèi)。

2 ?完善開采油層聚合物驅(qū)油各個階段開采技術(shù)，提高聚合物驅(qū)油采收率

針對本文的開采地塊油層的地層特殊性，在開采油層進(jìn)行水驅(qū)階段時期內(nèi)以深度調(diào)剖的方式方法為主，但是在繼續(xù)開采的見成效時期內(nèi)按照各自的規(guī)模分別注入、并針對個體情況調(diào)整為主，見成效后油層進(jìn)行低產(chǎn)值時期，在這個時間段內(nèi)主要采取壓裂的方法進(jìn)行增產(chǎn)提液，并且在開采油層含水率回升時期內(nèi)主要采取聚中調(diào)剖和油層開采段細(xì)分重組的方法。本文形成上述目標(biāo)油層聚合物驅(qū)油的方法，可以最大限度的提高開采油層聚合物驅(qū)油的開采效果。

2.1 ?注入聚合物驅(qū)油前期調(diào)剖措施

在注水驅(qū)油時間段內(nèi)改善油層內(nèi)和各個油層之間矛盾的主要方法是深度調(diào)剖，此方法是減少油層中注入聚合物無效循環(huán)，并改善注入油層聚合物驅(qū)油效率的有效方法。對油藏數(shù)值模擬和深度調(diào)剖的結(jié)果進(jìn)行類比分析，結(jié)果表明油層在注入聚合物進(jìn)行驅(qū)油之前進(jìn)行調(diào)剖可以使油層的采收率增加3%～4%。但是由于目標(biāo)油層注入井和采油井井距的變化，由原來油層的200 m井距縮小到目前為止100 m井距油層。增加目標(biāo)區(qū)塊的注入井和采油井的井?dāng)?shù)，并使得調(diào)剖的井?dāng)?shù)變?yōu)樵瓉淼?倍，因而調(diào)剖的半徑和調(diào)剖劑的用量分別變?yōu)樵瓉淼亩种缓退姆种唬亲詈蟮男Чc原來的油層成效差不多[3]。

2.2 ?注入聚合物驅(qū)油中期配產(chǎn)配注

隨著區(qū)塊油層沉積相的砂巖巖組數(shù)量的不斷增多，油層沉積相砂巖巖組的厚度卻不斷降低，沉積砂體巖組有效滲透率偏低，油層沉積相砂巖巖組規(guī)模變得越來越窄，從而使得油層沉積擁有更復(fù)雜的砂體，分布比原來更復(fù)雜，差異性更明顯。隨著油層井距的不斷變小，使得注入井和采油井的注入動態(tài)變化更快。因此，油層的注入聚合物驅(qū)油方案的完善，要加強(qiáng)每個小井組的特異性設(shè)計和迅速反應(yīng)等方面。并按照向“低滲透、低濃度，高滲透、高濃度”、“高含油飽和度方向增加注入強(qiáng)度、低含油飽和度方向控制注入強(qiáng)度”，以至于更好的進(jìn)行調(diào)整。本區(qū)塊內(nèi)滲透率較高和比較老的注水井共60口，注入的聚合物強(qiáng)度為5.4 m3/（d·m），注入聚合物的濃度為1 452 mg/L。本區(qū)塊內(nèi)低滲透率的井共20口，需要注入聚合物的平均濃度為628 mg/L，并且區(qū)塊內(nèi)有6口情況比較差的井，注入聚合物的平均強(qiáng)度為5.2 m3/（d·m）。從圖4可以看出，在采取上述措施后更好的保證了開采區(qū)塊油層注入聚合物驅(qū)替的開采效果[4]。

2.3 ?規(guī)?；謩e注入

在注入聚合物驅(qū)油的過程中，由于開采區(qū)塊的油層射孔的井段相對比較長，開采油層內(nèi)結(jié)構(gòu)復(fù)雜且層數(shù)比較多，開采油層之間有效滲透率的級差相對較大，使得開采油層之間的矛盾明顯。因此，在開采油層注入聚合物驅(qū)油過程中選用聚合物規(guī)模化分層注入是解決開采油層層間矛盾、抑制含水率的提升、進(jìn)一步改善注入聚合物的驅(qū)油效果的合理方法[5]。

開采油層分區(qū)進(jìn)行規(guī)?；{(diào)整分注的井，共有90口井。高于之前開采的油層聚合物驅(qū)油的分注率。由于開采油層進(jìn)行分層注入聚合物驅(qū)的井層之間的有效滲透率級較差，由分注前10.7%有效控制到分注之后的4.6%，開采區(qū)塊進(jìn)行分注井組比未進(jìn)行分注井組的綜合含水率多降低了4%。采取措施的采油井日產(chǎn)油量增加6.2 t，比未采取措施的井組高2.1 t。

2.4 ?低值期采油井增產(chǎn)提液方法

在圖5可以看出，對各個采油井進(jìn)行分步射孔，可以起到少產(chǎn)出水量、多產(chǎn)出油量，并控制采油井綜合含水率的效果。針對西塊的油層，在注聚聚合物驅(qū)油之前，對6口不同的采油井采取分步射孔的措施，選擇不同的時間段對并這6口采油井進(jìn)行不同程度的補充射孔;注入聚合物前進(jìn)行補孔的井，綜合含水率降低8.6個百分點，補孔井平均日增加產(chǎn)油量約為10 t;增油見效的初期進(jìn)行補充射孔的采油井，綜合含水率降低16.7個百分點，補孔井平均日增加產(chǎn)油量約為12 t。由分析可知，采油井采取分步射孔措施之后，在采油見效初期再采取補充射孔的措施，效果相對比較好。但是對于開采油層相互干擾嚴(yán)重和滲透率差異性較大的采油井，在見效高峰期采取效果會更好[7]。

2.5 ?注聚中調(diào)剖

由于開采的油層間存在的非均質(zhì)等原因，聚合物驅(qū)油階段，隨著聚合物的注入，壓力升高但變化差異性大，開采油層油井注入聚合物后受效成果不均勻等問題。隨著聚合物的不斷注入，為了增加注入聚合物的綜合利用率、使油井受效均勻，并抑制油井含水率的上升情況，可以采用調(diào)剖的方法。在開采的油層中[8]，選擇了8口油層層內(nèi)矛盾嚴(yán)重、油層厚度比較大、油層注入聚合物的壓力比較低的采油井。在注入聚合物的過程中采取顆粒調(diào)剖驅(qū)油的措施[9]。實驗結(jié)果表明，采取措施后注入聚合物的壓力升高1.6 MPa，視吸入指數(shù)降低20%。聚合物注入剖面得到合理的改善。在周圍選取了9口采油井，采取相應(yīng)措施后采油井日產(chǎn)油量提高了0.4 t，與此同時含水率降低1.2%。

2.6 ?含水率上升期間壓裂

隨著采油井的含水率上升過程，為了更好的控制采油井含水率的上升速度，第一步，先進(jìn)行調(diào)整分層注入聚合物的注入量的措施，最大程度的控制含水率上升最快的油井;第二步，采用比較常規(guī)的堵水、壓裂等方法，提高動用程度比較差的油層的動用程度，提高含水率比較低的的潛力層受效，增加采油井的采油量。西塊在綜合含水率回升階段內(nèi)，對9口采油井采取壓裂的措施[10]，采取措施后采油井的日增油量達(dá)到6 t。

3 ?剩余油油層挖潛效果評價

3.1 ?二類油層聚驅(qū)整體效果評價

目標(biāo)區(qū)塊的油層自從采取注入聚合物進(jìn)行驅(qū)油以來，油層注入聚合物的速度基本保持一定的水平不變[11]，在0.20 PV/a上下。油層注入聚合物的注入量為346 PV/（mg·L），油層注入聚合物的平均注入壓力為13.1 MPa，油層注入聚合物之后油層的壓力比注入聚合物之前平均升高了5.2 MPa，油層的綜合視吸入指數(shù)4.9 m3/（d·MPa），油層的綜合視吸入指數(shù)比注入聚合物驅(qū)油之前降低了2.9 m3/（d·MPa）。在相同的注入孔隙度體積的聚合物驅(qū)油的條件下，目標(biāo)油層由于聚合物驅(qū)油的采油井之間井距比較小，聚合物的注入速度比之前油層的注入聚合物速度高0.12 PV/a左右。但是開發(fā)油層注入聚合物驅(qū)油的聚合物的注入強(qiáng)度遺跡綜合視吸入指數(shù)分別比之前注入聚合物驅(qū)油的油層低5.3 m3/（d·MPa）。

實驗證明注入聚合物開采的油層吸入的能力比之前開發(fā)的油層明顯要差一點。進(jìn)行注入聚合物驅(qū)油的采油井單井的吸入的厚度由注入聚合物驅(qū)油之前的6.5 m增加到8.9 m;注入聚合物驅(qū)油的全油層的所有油井的吸入厚度比例由注入聚合物驅(qū)油之前39.1%升高到60.15%，增加了21.05%。注入聚合物驅(qū)油的采油井單井的產(chǎn)油能力比較低，單井的日產(chǎn)油量為48t。并且注入聚合物驅(qū)油的采油井之間的井距比較小，在相同的注入聚合物的空隙體積的條件下，全區(qū)油層的采液強(qiáng)度以及采液指數(shù)相比較低分別為分別為2.8、5.4 t/（d·MPa）。大量的理論和實踐結(jié)果均證明了，提高注入聚合物驅(qū)油的控制程度是提高聚合物驅(qū)油效果的最關(guān)鍵的影響因素，由注入聚合物驅(qū)油的油層聚合物驅(qū)的控制程度越高，聚合物驅(qū)油的效果越明顯。為了提高聚合物驅(qū)油的控制效果，全區(qū)油層采油井的井距應(yīng)該減小，減小到100 m。隨著注入聚合物驅(qū)油的采油井的井距變小，聚合物驅(qū)油的見效更早，整個區(qū)塊在注入聚合物的用量為24 PV/（mg·L）時就開始見到了效果，整個區(qū)塊的注入聚合物驅(qū)油見效的油井比例為84%，在注入聚合物驅(qū)油的孔隙體積相同的情況下，聚合物驅(qū)油見效的比例比之前低。在聚合物驅(qū)油的低含水率的時間段內(nèi)，由于區(qū)塊內(nèi)的油層發(fā)育情況差異性較大，注入聚合物驅(qū)油的采油井最小的含水率是逐漸的而不是一起出現(xiàn)的[12]。

整個區(qū)塊內(nèi)的油層注入聚合物驅(qū)油的聚合物用量為29 PV/（mg·L）時，油層的綜合含水率為79.41%，比注入聚合物驅(qū)油見效之前降低了8.36%，采油井的日產(chǎn)油增加679 t。但同時根據(jù)相應(yīng)的數(shù)值模擬的研究成果，油層注入聚合物驅(qū)油的采收率可以提高達(dá)到9.76%，比聚合物驅(qū)油的設(shè)計方案中提高了2.15%。

3.2 ?不同沉積特征單井的效果評價

目標(biāo)油層沉積相比較復(fù)雜，具有大型的復(fù)合型的河道砂性巖體組、中型的分流向的河道砂性巖體組、中至小型的枝坨狀型砂性巖體組以及比較窄小型的砂性巖體組等4種沉積相體。其中大型的復(fù)合型的河道砂性巖體組為主要分布的油層井組，油層的發(fā)育狀況較好，開發(fā)過程中水淹情況比較高，在注入聚合物驅(qū)油的前期油層的含水率高于整個油層的整體水平，但隨著注入聚合物驅(qū)油的不斷進(jìn)行，大型的復(fù)合型的河道砂性巖體組為主要分布的油層井組，含水率降低的效果最明顯，累積產(chǎn)油量增加量最多，隨注入聚合物驅(qū)油的過程中聚合物之后，含水率的回升的情況也是最明顯的;中型的分流向的河道砂性巖體組為主要類型的井組，累積產(chǎn)油量比較高，注聚入聚合物驅(qū)油的過程中，處于含水率比較低的時間段內(nèi)時間長;中至小型的枝坨狀型砂性巖體組為主的油層井組，整個油層的河道發(fā)育的規(guī)模情況會變小，注入聚合物的驅(qū)油效果會受到整個油層連通狀況的影響，且影響的程度比較大，整個油層的含水率降低的程度比較小;比較窄小型的砂性巖體組為主的油層井組，油層的河道成條形帶狀分布，整個河道的連通狀況比例最低，整體含水率的下降程度最小。

4 ?結(jié) 論

（1）根據(jù)開采區(qū)塊的地層地質(zhì)特殊性，在注水驅(qū)油時間段內(nèi)改善油層內(nèi)和各個油層之間矛盾的主要方法是深度調(diào)剖，此方法是減少油層中注入聚合物無效循環(huán)，并改善注入油層聚合物驅(qū)油效率的有效方法。

（2）在注入聚合物受效階段內(nèi)，采取規(guī)?；肿⒑歪槍€體差異性的措施調(diào)整為主，并在低值開采時間段內(nèi)主要采取壓裂的措施進(jìn)行增產(chǎn)體液。

（3）在含水率上升階段，采取聚中調(diào)剖和分層段細(xì)化重組等方法的開采油層聚合物驅(qū)油相配套的調(diào)整方法，可提高開采油層整體聚合物驅(qū)油的開采效果。

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