汪 萍，常毓文，唐 瑋，胡丹丹

(中油勘探開(kāi)發(fā)研究院，北京 100083)

聚合物驅(qū)油后提高采收率優(yōu)化研究

汪 萍，常毓文，唐 瑋，胡丹丹

(中油勘探開(kāi)發(fā)研究院，北京 100083)

喇薩杏油田聚合物驅(qū)油后進(jìn)入后續(xù)水驅(qū)階段的油藏逐年增多，在分析聚合物驅(qū)油區(qū)塊現(xiàn)狀和進(jìn)一步提高采收率潛力的基礎(chǔ)上，明確剩余油分布特征及進(jìn)一步提高采收率挖潛思路。以北一區(qū)斷東中塊典型區(qū)塊為例，研究了層系、井網(wǎng)重構(gòu)和頂部水平井挖潛的可行性，提出聚合物驅(qū)油后現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)方案，預(yù)計(jì)方案實(shí)施后可提高采收率5個(gè)百分點(diǎn)。

聚合物驅(qū)油;提高采收率;優(yōu)化研究;剩余油;喇薩杏油田

引 言

大慶油田經(jīng)過(guò)“九五”攻關(guān)，聚合物驅(qū)油技術(shù)在喇薩杏油田已經(jīng)推廣應(yīng)用10 a，取得重大突破，動(dòng)用石油地質(zhì)儲(chǔ)量已達(dá)5.7×108t，最終采收率為50% ～55%［1－8］，較水驅(qū)提高采收率10個(gè)百分點(diǎn)以上。近年，進(jìn)入后續(xù)水驅(qū)階段的區(qū)塊逐年增多，截至2007年底已達(dá)14個(gè)，剩余石油地質(zhì)儲(chǔ)量為2.48×108t，目前這些區(qū)塊綜合含水多在98%左右，絕大多數(shù)生產(chǎn)井高含水關(guān)井。從油層動(dòng)用情況看，聚合物驅(qū)油后仍有25%左右的厚度動(dòng)用程度較低，動(dòng)用較差的未水淹層主要分布在厚油層頂部、層內(nèi)物性較差部位及注采分流線位置。由于聚合物驅(qū)油后剩余油分布高度零散，依靠原井網(wǎng)后續(xù)水驅(qū)提高采收率有限，而且開(kāi)采成本高，經(jīng)濟(jì)效益差，對(duì)這部分儲(chǔ)量進(jìn)一步提高采收率具有重要意義。

1 聚合物驅(qū)油后提高采收率挖潛思路

1.1 聚合物驅(qū)油后剩余油分布特征及潛力

根據(jù)主力油層水洗狀況分析可知，主力油層聚合物驅(qū)油后剩余潛力主要包括2類:一是水洗層內(nèi)的剩余油，二是未水洗層內(nèi)的剩余油［9－13］。其在縱向和平面上的分布具有以下特點(diǎn):

(1)主力油層聚合物驅(qū)油后，水洗層內(nèi)仍然存在大量剩余油。根據(jù)9口檢查井資料統(tǒng)計(jì)，聚合物驅(qū)油后剩余潛力分布相對(duì)集中，主要分布在有效厚度大于4 m的厚油層中，剩余儲(chǔ)量占總剩余儲(chǔ)量的83.2%;剩余可動(dòng)用儲(chǔ)量主要集中在中弱水洗段內(nèi)，占總可動(dòng)用儲(chǔ)量的80.0%。說(shuō)明聚合物驅(qū)油后應(yīng)努力提高厚油層內(nèi)中弱水洗段的驅(qū)油效率。

(2)主力油層聚合物驅(qū)油后，未水洗層仍存在部分未動(dòng)用剩余油。統(tǒng)計(jì)9口聚合物驅(qū)油檢查井，主力油層中未水洗厚度共有17.14 m，占總有效厚度的11.4%。這類剩余油總量相對(duì)較小，分布零星且復(fù)雜。未水洗厚度中，51%的厚度分布在有效厚度大于4 m的厚油層上部，厚油層下部所占比例較小(6%);43%的厚度分布在有效厚度小于4 m的薄油層中。絕大多數(shù)未水洗層段均處于層內(nèi)非均質(zhì)物性變差部位，空氣滲透率均小于0.6 μm2。這些部位的剩余油需要采取強(qiáng)化措施才能驅(qū)替動(dòng)用。

(3)聚合物驅(qū)油后，平面剩余油主要分布在生產(chǎn)井附近和原聚合物驅(qū)油井網(wǎng)的分流線部位。根據(jù)2005年10月喇嘛甸油田西北塊在注采主流線不同位置打的2口密閉取心井資料分析，距注入井160 m的喇6－檢2331井采出程度只有43.0%，而距注入井只有80 m的喇6－檢2334井的采出程度卻高達(dá)54.5%，兩者相差11.5個(gè)百分點(diǎn)。利用北一區(qū)斷東中塊薩Ⅱ10－薩Ⅲ10二類油層聚合物驅(qū)井網(wǎng)，分析葡一組油層聚合物驅(qū)油后主流線與分流線的剩余油分布情況。由對(duì)比結(jié)果可知，葡一組油層聚合物驅(qū)后分流線部位的剩余油明顯高于主流線部位，其中聚合物驅(qū)油后分流線的含油飽和度比主流線高2.5個(gè)百分點(diǎn)左右，其中河道砂高2.0個(gè)百分點(diǎn)，非河道砂高3.5個(gè)百分點(diǎn)。

1.2 聚合物驅(qū)油后提高采收率挖潛思路

聚合物驅(qū)油后剩余油分布高度零散，依靠原井網(wǎng)后續(xù)水驅(qū)提高采收率有限，而且開(kāi)采成本較高，經(jīng)濟(jì)效益差［14－16］。目前，聚合物驅(qū)油后進(jìn)一步提高采收率技術(shù)研究取得了一定的進(jìn)展，見(jiàn)到初步效果，但沒(méi)有形成可大面積推廣應(yīng)用且成熟配套的挖潛技術(shù)?？紤]到北一區(qū)斷東區(qū)塊葡Ⅰ組井網(wǎng)未被二類油層利用，且聚合物驅(qū)油前后新老井對(duì)比資料豐富，選擇已進(jìn)入后續(xù)水驅(qū)的典型區(qū)塊作為解剖區(qū)進(jìn)行聚合物驅(qū)油后提高采收率優(yōu)化研究。

北一區(qū)斷東薩葡油層1960年投入開(kāi)發(fā)，先后部署5套開(kāi)發(fā)井網(wǎng)。至2007年底，共有油井272口，注水井191口，井網(wǎng)密度為150口/km2，但葡Ⅰ組油層射開(kāi)井81口，井網(wǎng)密度為30口/km2，目前的聚合物驅(qū)油井網(wǎng)注采井距為250 m，仍具有進(jìn)一步加密的潛力。

由于北一區(qū)斷東中塊各沉積單元間油層發(fā)育狀況和物性存在差異，聚合物驅(qū)油后各沉積單元采出程度差異較大，葡Ⅰ2層動(dòng)用程度明顯高于其他層，采出程度達(dá)到54.8%，葡Ⅰ3層次之，采出程度為49.2%，其他層動(dòng)用情況相對(duì)較差。因此，須考慮分層開(kāi)發(fā)，從而降低層間干擾，進(jìn)一步改善開(kāi)發(fā)效果。

根據(jù)上述分析及剩余油分布特點(diǎn)，建議利用水平井和井網(wǎng)重構(gòu)挖掘厚油層頂部和分流線部位的剩余油，重新組合開(kāi)發(fā)層系，重新構(gòu)建井網(wǎng)系統(tǒng)，利用水平井和直井相結(jié)合的調(diào)整方式，并與其他化學(xué)驅(qū)提高采收率相結(jié)合的方法解決問(wèn)題，開(kāi)展聚合物驅(qū)現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)。

2 聚合物驅(qū)油后挖潛方式論證及優(yōu)化

2.1 分層開(kāi)發(fā)的可行性

北一區(qū)斷東中塊葡Ⅰ2鉆遇厚油層有效厚度為4.15 m，剩余石油地質(zhì)儲(chǔ)量為66.3×104t，河道砂厚度為3.63 m，占厚油層的87.5%。葡Ⅰ1、3－7鉆遇厚油層有效厚度為5.85 m，剩余石油地質(zhì)儲(chǔ)量為100.5×104t，河道砂厚度為3.34 m，占厚油層的57.1%，其中葡Ⅰ3－7有效厚度不小于3 m的井點(diǎn)大面積分布，比例為80.2%。將物性最好的葡Ⅰ2單獨(dú)組合為1套層系，葡Ⅰ1、3－7組合為1套層系，能夠滿足一定儲(chǔ)量和厚度的需要，具有分層系開(kāi)采的物質(zhì)基礎(chǔ)。

從葡Ⅰ組油層各沉積單元隔層發(fā)育狀況看，葡Ⅰ1單元和葡Ⅰ2單元之間的隔層最好，隔層厚度大于1 m的占92.6%，葡Ⅰ2單元和葡Ⅰ3單元之間的隔層穩(wěn)定性較好，厚度大于1 m的隔層井點(diǎn)占71.5%，比較穩(wěn)定。葡Ⅰ3－7各沉積單元之間的隔層均不穩(wěn)定，厚度大于1 m的隔層比例均低于50%，其中葡Ⅰ3單元和葡Ⅰ4單元之間隔層最差，厚度大于1 m的隔層比例僅占30%。根據(jù)隔層分布狀況，葡Ⅰ2與上下單元間隔層穩(wěn)定性好，不會(huì)造成2套層系間干擾，具備分層系開(kāi)采的必要條件。

葡Ⅰ組油層各沉積單元間存在嚴(yán)重的層間干擾，特別是葡Ⅰ2層物性明顯優(yōu)于其他層，葡Ⅰ2滲透率為0.815 μm2，而其他層平均滲透率為0.499 μm2。檢查井取心結(jié)果表明，葡Ⅰ1－7油層變異系數(shù)為0.717，葡Ⅰ1、3－7油層變異系數(shù)為0.461，葡Ⅰ組層系細(xì)分后葡Ⅰ1、3－7油層非均質(zhì)性減小。

運(yùn)用數(shù)值模擬方法進(jìn)行分層系開(kāi)發(fā)效果預(yù)測(cè)。從表1中可見(jiàn)，目前井網(wǎng)分層系開(kāi)發(fā)可提高采出程度1.00%，150 m分層系條件下開(kāi)發(fā)效果最好，因此葡Ⅰ組分層系開(kāi)發(fā)可行。

表1 分層系開(kāi)發(fā)效果對(duì)比

2.2 葡Ⅰ2層厚油層頂部水平井挖潛適應(yīng)性分析

從斷東砂體類型來(lái)看，屬于水上砂體沉積的單元有葡Ⅰ1、葡Ⅰ2，其中僅葡Ⅰ2屬于曲流河點(diǎn)壩砂體，側(cè)積夾層發(fā)育。從河道砂鉆遇率來(lái)看，葡Ⅰ2單元達(dá)到較高水平，在85%以上，連續(xù)性較好，平均單井河道砂有效厚度達(dá)到3.5 m以上，大面積區(qū)域厚度在4 m以上;從層間隔夾層分布狀況看，葡Ⅰ2頂?shù)筒烤写竺娣e分布的穩(wěn)定隔夾層，有利于控制含水;葡Ⅰ2頂部未水淹、低水淹及中水淹平均有效厚度可達(dá)到2.5 m，平均含油飽和度在50%左右，達(dá)到部署水平井的技術(shù)經(jīng)濟(jì)界限［17］。綜上研究，葡Ⅰ2單元作為水平井開(kāi)采目的層位合適。

水淹層資料統(tǒng)計(jì)和分析結(jié)果表明，葡Ⅰ2油層剩余可動(dòng)油儲(chǔ)量為18.67×104t，考慮到單層厚度大于4 m及未水淹、低水淹和中水淹作為水平井挖潛對(duì)象，以未水淹、低水淹和中水淹的可動(dòng)油儲(chǔ)量作為增儲(chǔ)潛力，預(yù)計(jì)開(kāi)展水平井聚合物驅(qū)最終可提高采收率8個(gè)百分點(diǎn)左右。

依據(jù)上述水平井經(jīng)濟(jì)技術(shù)政策界限，在葡Ⅰ2層A、B、C和D 4個(gè)點(diǎn)壩中篩選滿足條件的點(diǎn)壩部署水平井(表2)?？紤]聚合物驅(qū)油后水平井挖潛風(fēng)險(xiǎn)大，推薦含油面積和剩余儲(chǔ)量較大的A點(diǎn)壩開(kāi)展水平井挖潛試驗(yàn)，待水平井見(jiàn)效后可考慮在B點(diǎn)壩利用水平井挖潛，C和D點(diǎn)壩的剩余可采儲(chǔ)量低于界限值，推薦采用側(cè)鉆水平井挖潛。

表2 葡Ⅰ2油層各點(diǎn)壩油藏參數(shù)對(duì)比

2.3 葡Ⅰ1、3－7油層井網(wǎng)重組

2.3.1 不同井距對(duì)砂體的控制程度

為分析不同注采井距與砂體的匹配關(guān)系，對(duì)試驗(yàn)區(qū)150、175、250 m井距的井網(wǎng)、有效厚度大于1 m砂體水驅(qū)控制程度進(jìn)行分析。從表3可以看出，注采井距由250 m縮小到175、150 m后，聚合物驅(qū)油控制程度多向連通有效厚度分別由33.6%提高至44.1%、57.2%，分別提高10.5、23.6個(gè)百分點(diǎn)，表明隨著注采井距縮小，聚合物驅(qū)油控制程度提高，為二次注聚擴(kuò)大波及體積、提高采收率奠定了基礎(chǔ)。

表3 不同井距對(duì)有效厚度不小于1.0m油層控制程度統(tǒng)計(jì)結(jié)果

2.3.2 不同井距提高采收率

試驗(yàn)區(qū)數(shù)值模擬預(yù)測(cè)二次注聚不同井距提高采收率程度。隨著井距縮小，采收率提高。井距縮小至175 m后，采收率提高幅度不大。150 m井距二次注聚階段提高采收率5.8個(gè)百分點(diǎn)，較175 m井距二次注聚階段提高采收率0.2個(gè)百分點(diǎn)，較原聚合物驅(qū)油250 m井距二次注聚合物驅(qū)油增加2.2個(gè)百分點(diǎn)，因此175 m井距比較合適。

2.4 方案部署及效果分析

葡Ⅰ1、3－7油層井網(wǎng)部署方案。原聚合物驅(qū)油井間分流線上鉆新井，形成新的注采井網(wǎng)(175 m)，原聚合物驅(qū)油井網(wǎng)注入井不變，采出井全部轉(zhuǎn)為注入井，然后加密在分流線上的井，使分流線變成主流線，形成注采井距為175 m的小五點(diǎn)法面積井網(wǎng)。

葡Ⅰ2油層水平井布井方案。垂直側(cè)積夾層方向，在頂部剩余油富集部位設(shè)計(jì)水平井井位，為東北—西南向，平行于原注采井排。設(shè)計(jì)水平采油井4口，利用7口葡I1、3－7層系聚合物驅(qū)油注入井完善注采關(guān)系。由于井網(wǎng)密度大，考慮合理避讓地面設(shè)施及現(xiàn)有井網(wǎng)，設(shè)計(jì)軌跡時(shí)對(duì)水平段進(jìn)行適當(dāng)調(diào)整，設(shè)計(jì)水平井水平段長(zhǎng)度為150～170 m，水平井井距為140～170 m，注采井距為180～300 m。

根據(jù)部署，北一區(qū)斷東中塊在2009年1月開(kāi)始空白水驅(qū)，2010年1月注高濃度聚合物段塞。根據(jù)數(shù)值模擬預(yù)測(cè)，葡Ⅰ1、3－7油層二次注聚開(kāi)發(fā)至含水98%時(shí)，階段采出程度為5.62%，階段產(chǎn)油量為12.4×104t。2010年葡Ⅰ2油層水平井轉(zhuǎn)聚合物驅(qū)后至含水98%時(shí)，階段采出程度為7.8%，階段產(chǎn)油量為3.9×104t。綜合分析，試驗(yàn)區(qū)采收率可提高5.0個(gè)百分點(diǎn)左右，經(jīng)濟(jì)效益較好。

3 結(jié)論

(1)在充分認(rèn)識(shí)北一區(qū)斷東中塊現(xiàn)井網(wǎng)、層系狀況及剩余油分布的基礎(chǔ)上，提出聚合物驅(qū)油后按照井網(wǎng)、層系重構(gòu)和頂部水平井部署等挖潛思路。將北一區(qū)斷東中塊的葡Ⅰ1－7層系細(xì)分為2套層系，其中葡Ⅰ2單元主要針對(duì)層內(nèi)矛盾，在層內(nèi)頂部剩余油富集區(qū)以水平井挖潛，葡Ⅰ1、3－7單元進(jìn)行井網(wǎng)加密。

(2)通過(guò)聚合物驅(qū)油后層系重組、水平井和直井聯(lián)合井網(wǎng)系統(tǒng)的進(jìn)一步挖潛方式，北一區(qū)斷東中塊預(yù)計(jì)提高采收率5個(gè)百分點(diǎn)。該研究思路、技術(shù)方法和即將實(shí)施的試驗(yàn)區(qū)具有積極的示范作用和廣泛的推廣價(jià)值，也將為大慶油田實(shí)現(xiàn)穩(wěn)產(chǎn)提供重要的支撐。

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EOR optimization after polymer flooding

WANG Ping，CHANG Yu－wen，TANG Wei，HU Dan－dan
(Research Institute of Petroleum Exploration＆Development，PetroChina，Beijing100083，China)

After polymer flooding in the Lasaxing oilfield，more and more reservoirs have entered subsequent water flooding stage．This paper analyzes the current status of polymer flooding blocks and the potential of improving recovery factor，and determines the distribution of remaining oil and the way of improving recovery factor after polymer flooding．Taking a typical block in the middle block of the North 1 area as an example，this paper researches the feasibilities of layer series and well pattern rearrangement and placing horizontal well in top reservoir，proposes a plan of field test after polymer flooding，and it is anticipated that there will be a 5%increase in recovery factor after implementation of the plan．

polymer flooding;EOR;optimization;remaining oil;Lasaxing oilfield

TE341

A

1006－6535(2011)04－0073－04

20100901;改回日期20100925

國(guó)家油氣重大專項(xiàng)43項(xiàng)目01課題“我國(guó)大油氣區(qū)分布、富集規(guī)律與重點(diǎn)目標(biāo)區(qū)的評(píng)價(jià)”(2008ZX05043－001)

汪萍(1985－)，女，2008年畢業(yè)于大慶石油學(xué)院石油工程專業(yè)，現(xiàn)為中國(guó)石油勘探開(kāi)發(fā)研究院在讀碩士研究生，主要研究方向?yàn)橛蜌獠毓こ獭?/p>

編輯 姜 嶺