崔世勇 喻高明

摘 ?????要：處于中高含水期內(nèi)的砂礫巖油田，層內(nèi)、層間、平面矛盾更加突出，常規(guī)調(diào)整手段難以控制主力層含水上升速度，難以提高差油層動(dòng)用程度，油田開(kāi)發(fā)效果逐年變差。針對(duì)上述問(wèn)題，對(duì)呼和諾仁油田貝301區(qū)塊南屯組高含水油層開(kāi)展了為期3 a的聚合物驅(qū)現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)。試驗(yàn)取得了較好的增油降水開(kāi)發(fā)效果，綜合含水下降10個(gè)百分點(diǎn)，自然遞減連續(xù)3 a小于5.0%，階段增油3.75×104 t，與水驅(qū)對(duì)比，階段采收率提高8.5個(gè)百分點(diǎn)。本文根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)效果，總結(jié)了礫巖油藏驅(qū)油特點(diǎn)，油井受效特征，力爭(zhēng)為同類(lèi)型油田聚驅(qū)開(kāi)發(fā)提供借鑒經(jīng)驗(yàn)。

關(guān) ?鍵 ?詞：砂礫巖;大傾角;高含水;厚油層;聚合物驅(qū)

中圖分類(lèi)號(hào)：TE 357.46 ??????文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼： A ??????文章編號(hào)： 1671-0460（2019）01-0151-04

Abstract： In the sandy conglomerate oil field in the middle and high water cut stage， intra-layer， inter-layer and plane contradictions are more prominent. It is difficult to control the rising rate of water cut in the main layer by conventional adjustment means， and to improve the utilization degree of poor reservoirs. In view of the above problems， a three-year polymer flooding field test was carried out in Nantun formation of Bei 301 block in Huhe Nuoren oilfield. The results showed that the comprehensive water cut was reduced by 10%， the natural decline was less than 5.0% in the three consecutive years， and the stage oil increment was 3.75×104 t. Compared with water flooding， the stage oil recovery was increased by 8.5%. Based on the field test results， the characteristics of conglomerate reservoir flooding were summarized as well as the characteristics of oil well efficiency， which could provide reference experience for polymer flooding development of the same type of oil fields.

Key words： Gravel rock; Big dip angle; High water cut; Thick oil layer; Polymer flooding

強(qiáng)非均質(zhì)砂巖油藏在平面和縱向上滲透率分布差異較大，注水開(kāi)發(fā)過(guò)程中，地層流體沿高滲層突破，具體在平面上形成局部線性收斂的窄長(zhǎng)通道，在縱向上形成局部高滲透小層突破，誘發(fā)嚴(yán)重舌進(jìn)現(xiàn)象[1-3]，形成優(yōu)勢(shì)通道[4]，造成最終波及系數(shù)降低。同時(shí)因驅(qū)替相流度低，在水驅(qū)兩相滲流過(guò)程中，低粘度軀體相形成分散液束形式過(guò)快向前推進(jìn)，進(jìn)而誘發(fā)嚴(yán)重指進(jìn)現(xiàn)象[5]，造成油水前緣過(guò)早移動(dòng)到產(chǎn)油井底[6]，含水率迅速上升至水淹，降低最終采收率。此時(shí)通過(guò)注聚合物驅(qū)替作用，形成段塞式驅(qū)替效果，防止水相優(yōu)勢(shì)通道的形成，降低單井含水率，大分子聚合物能有效封堵高滲層，增大最終波及系數(shù)，增大最終采收率[7-11]。

1 ?注聚井區(qū)簡(jiǎn)述

1.1 ?注聚層概述

呼和諾仁油田貝301區(qū)塊位于海拉爾盆地貝爾湖坳陷呼和諾仁構(gòu)造，構(gòu)造傾角14.4o，區(qū)塊屬斷陷盆地近物源、短流程、快速充填的沉積環(huán)境，巖相及物性縱橫向相變快，單砂體分布規(guī)模復(fù)雜，油層滲透率以大于100 mD以上為主，平均滲透率230 mD，油層間滲透率變異系數(shù)平均0.98，相鄰的單砂層間滲透率最大級(jí)差為10.25，層間非均質(zhì)性強(qiáng)。驅(qū)層N2Ⅱ11- N2Ⅱ13油層平均單井鉆遇單砂層15.7個(gè)，鉆遇砂巖厚度29.0 m，有效厚度18.0 m，具體各油層單井鉆遇情況見(jiàn)表1。

分析表中數(shù)據(jù)，顯示聚驅(qū)層N2Ⅱ11- N2Ⅱ13有效厚度在2 m之上部分占比均在55%之上，同時(shí)有效厚度在1 m之下的占比均在15%之下，N2Ⅱ11- N2Ⅱ13層，厚度發(fā)育大，滲透率高，含水級(jí)別高，構(gòu)造傾角大以及水驅(qū)方向性強(qiáng)，在無(wú)法繼續(xù)細(xì)分注水的情況下，常規(guī)注水調(diào)整波及面積有限，難以有效挖潛主力油層剩余油。

1.2 ?聚驅(qū)方案設(shè)計(jì)

根據(jù)室內(nèi)評(píng)價(jià)，結(jié)合區(qū)塊動(dòng)靜態(tài)資料，優(yōu)選區(qū)塊貝38-X54井區(qū)和貝48-X52井區(qū)開(kāi)展聚合物驅(qū)現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)。試驗(yàn)井組共有油水井26口，其中注水井6口，采油井20口。方案設(shè)計(jì)聚合物分子量為950～

1 200萬(wàn)，聚合物溶液濃度為1 800 mg/L，井口粘度為40 mPa.s，聚合物驅(qū)注入速度0.12 PV/a，注入時(shí)間為3 a，聚合物的用量為420 mg/（L·PV）。區(qū)塊優(yōu)選如圖1所示。

本次注入方式采用撬裝分層方式。為保證井組注采平衡，綜合考慮注水強(qiáng)度、吸水能力，油井采出狀況等因素，注聚初期6口水井N2Ⅱ11- N2Ⅱ13層配注300 m3/d。數(shù)值模擬結(jié)果顯示注聚后井組綜合含水由82.7%下降至69.2%，下降13.5個(gè)百分點(diǎn)，階段累計(jì)產(chǎn)油量為6.41×104 t，與水驅(qū)相比，累計(jì)增油3.25×104 t，采收率提高3.43個(gè)百分點(diǎn)，每噸聚合物增油54 t，投入產(chǎn)出比1：5.5，經(jīng)濟(jì)效益較好。

2 ?現(xiàn)場(chǎng)實(shí)驗(yàn)效果評(píng)價(jià)

2.1 ?儲(chǔ)層動(dòng)用增加

注聚初期，6口井平均注入壓力11.1 MPa，視吸水指數(shù)4.69 m3/（d·MPa），與注聚前對(duì)比，注入壓力上升2.3 MPa，視吸水指數(shù)下降27.5%，目前注入壓力穩(wěn)定在12.8 MPa。又有區(qū)塊6口井吸水剖面測(cè)試結(jié)果統(tǒng)計(jì)表2。

6口井三年連續(xù)剖面統(tǒng)計(jì)表明，聚合物前緣段塞在水流優(yōu)勢(shì)通道中建立起了一定的阻力系數(shù)，有效防止優(yōu)勢(shì)水相滲流過(guò)快突進(jìn)，中低滲透層得到有效動(dòng)用，水驅(qū)動(dòng)用程度增加。與注聚前對(duì)比，吸水層數(shù)比例增加13.2%、吸水厚度比例增加5.4%。其中，小于2.0 m油層吸水層數(shù)比例及吸水厚度比例明顯增加。

2.2 ?自然遞減緩慢

統(tǒng)計(jì)井區(qū)16口受效井，綜合含水由注聚前的80.1%下降至2017年底的70.0%，下降了10.1個(gè)百分點(diǎn)，目前仍處于含水下降階段。12口未措施油井注聚前年產(chǎn)油由1.97×104 t，聚驅(qū)一年后年產(chǎn)油增加至2.23×104 t，自然遞減-3.2%，后續(xù)兩年自然遞減率控制在5%以內(nèi)，與水驅(qū)階段對(duì)比，自然遞減減緩9個(gè)百分點(diǎn)以上。階段累計(jì)增油3.75×104 t，采出程度22.17%，與水驅(qū)對(duì)比，采收率提高8.5個(gè)百分點(diǎn)，噸聚增油62.5 t。數(shù)據(jù)詳見(jiàn)圖2和圖3所示。

3 ?聚驅(qū)動(dòng)態(tài)變化規(guī)律分析

3.1 ?聚合物驅(qū)油特征

試驗(yàn)井組共有油井20口，不同程度受效井16口，受效比例80.0%。聚合物驅(qū)油特征主要表現(xiàn)為以下兩個(gè)方面：一是通過(guò)產(chǎn)液剖面調(diào)整，中差滲透率層動(dòng)用得到提高。動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)變化特點(diǎn)為產(chǎn)液量下降、產(chǎn)油量上升、含水率下降，即水驅(qū)動(dòng)用高的層產(chǎn)液量下降，水驅(qū)動(dòng)用差的層產(chǎn)液量上升。

通過(guò)聚驅(qū)，聚合物前緣段塞在水驅(qū)階段形成的水流優(yōu)勢(shì)通道N2II11層中建立起了一定的阻力系數(shù)，增大N2II11層流動(dòng)阻力，甚至堵塞吼道，降低油層供液能力，降低產(chǎn)液量，降低含水率。此時(shí)，水驅(qū)階段動(dòng)用較差的N2II12～ N2II13油層得到較好動(dòng)用，產(chǎn)油量上升。產(chǎn)液剖面測(cè)試成果表明，物性較好的N2II11層聚驅(qū)前日產(chǎn)液17.4 t，聚驅(qū)后下降至2.4 t，下降幅度高達(dá)86.2%。物性相對(duì)較差的N2II122-2～N2II13-3層聚驅(qū)前日產(chǎn)液3.9 t，聚驅(qū)后日產(chǎn)液14.6 t，產(chǎn)量增加3.7倍。

二是水淹層注聚后，驅(qū)油效率得到提高。動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)變化特點(diǎn)為產(chǎn)液量、產(chǎn)油量大幅上升后下降，含水下降。如圖4和圖5所示。

貝38-58井， N2II11層存在大孔道，水驅(qū)過(guò)程中水竄嚴(yán)重。聚驅(qū)后，聚合物溶液首先進(jìn)入大孔道，出現(xiàn)近似活塞式驅(qū)動(dòng)，同時(shí)由于流動(dòng)阻力增大，擴(kuò)大了層內(nèi)及層間弱動(dòng)用或未動(dòng)用油層的水驅(qū)波及面積，導(dǎo)致產(chǎn)液量上升，產(chǎn)油量上升，隨著注聚時(shí)間的增加，聚合物對(duì)高滲透大孔道起到一定的封堵作用，活塞驅(qū)動(dòng)結(jié)束后，產(chǎn)液量明顯下降。

3.2 ?油井收效特征

聚驅(qū)層位產(chǎn)液比例大井，注聚見(jiàn)效時(shí)間4個(gè)月左右。注聚層位產(chǎn)液比例小井，注聚見(jiàn)效時(shí)間10個(gè)月左右，同時(shí)，非聚驅(qū)層停注降產(chǎn)對(duì)聚驅(qū)效果影響嚴(yán)重。統(tǒng)計(jì)聚驅(qū)層段產(chǎn)液量大于50%的8口油井，聚驅(qū)見(jiàn)效時(shí)間4個(gè)月左右，9個(gè)月達(dá)到受效高峰期，與注聚前對(duì)比，日降液16.6 t，日增油5.9 t，綜合含水下降6.1個(gè)百分點(diǎn)。注聚層段產(chǎn)液比例小于50%的5口油井，聚驅(qū)見(jiàn)效時(shí)間10個(gè)月。由于采用一套井網(wǎng)注聚，非聚驅(qū)層停注降產(chǎn)對(duì)聚驅(qū)效果影響嚴(yán)重。注聚9個(gè)月后日產(chǎn)油量下降6.9 t，下降幅度32.2%。10個(gè)月后見(jiàn)到注聚效果，產(chǎn)量呈現(xiàn)回升態(tài)勢(shì)。同時(shí)統(tǒng)計(jì)8口井產(chǎn)液剖面，非注聚層注聚后產(chǎn)液層數(shù)41.2%、產(chǎn)液厚度比例49.6%，與注聚前對(duì)比，產(chǎn)液層數(shù)比例、產(chǎn)液厚度比例分別下降21.2%、17.0%。日產(chǎn)液由注聚前的99.2 t下降到注聚后的68.5t，下降了30.7 t。詳細(xì)數(shù)據(jù)見(jiàn)圖6和圖7所示。

如貝34-52井壓前日產(chǎn)液8.8，日產(chǎn)油0.6 t，壓后日產(chǎn)液47.9 t，日產(chǎn)油0.6 t，流壓11.7 MPa，連通水井貝36-52井注入壓力由8.2 MPa下降至7.6 MPa，油水井壓串，形成大孔道。聚驅(qū)初期，該井采出液聚合物濃度82.0 mg/L，12個(gè)月后聚合物濃度增加至257.4 mg/L。為了封堵大孔道，將聚合物分子量由設(shè)計(jì)的1 200萬(wàn)增加至2 500萬(wàn)以上，粘度由設(shè)計(jì)的40 mPa·s增加至50 mPa·s以上，目前該井仍然沒(méi)見(jiàn)到聚驅(qū)效果。

聚合物驅(qū)對(duì)井區(qū)平面矛盾的調(diào)整效果差一方面是由重力驅(qū)作用造成井組構(gòu)造低部位油井易受效，高部位油井弱受效，平面調(diào)整效果差。如構(gòu)造低部位貝46-53井與注聚井構(gòu)造高程差為-15.6 m，注采井距200 m。注聚后7個(gè)月受效，與注聚前對(duì)比，受效高峰期日降液20.3 t，日增油4.4 t，綜合含水下降31.6個(gè)百分點(diǎn)。高部位貝50-52井與注聚井構(gòu)造高差16 m，注采井距200 m，注聚效果不明顯;詳細(xì)數(shù)據(jù)見(jiàn)圖8和所示，其中貝50-52井位于構(gòu)造高部位，貝46-53井位于構(gòu)造低部位（圖8）。

另一方面是在同一構(gòu)造部位油井，注聚效果受沉積影響嚴(yán)重，主河道油井受效明顯，差相帶油井受效差。貝35-53井、貝38-56井同為貝38-54井組構(gòu)造低部位油井，注采井距150 m。注聚7個(gè)月后，主河道油井貝35-53井注聚受效明顯，日增液15.6 t，日增油5.8 t，綜合含水下降8.9個(gè)百分點(diǎn)，差相帶油井貝38-56井未見(jiàn)到注聚效果。

4 ?結(jié) 論

對(duì)于大傾角、高含水砂礫巖油藏，聚驅(qū)能夠有效調(diào)整產(chǎn)吸剖面，改善層內(nèi)、層間矛盾，提高油田采收率，是中高含水期砂礫巖油田穩(wěn)產(chǎn)的重要技術(shù)支撐。三年的現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)結(jié)果表明，驅(qū)聚采收率可提高8.5個(gè)百分點(diǎn);

原油動(dòng)用特征主要表現(xiàn)兩個(gè)方面：一是提高水驅(qū)優(yōu)勢(shì)通道儲(chǔ)層的驅(qū)油效率，產(chǎn)量變化特點(diǎn)為產(chǎn)液量先上升后下降，含水下降;二是擴(kuò)大中低滲透層波及面積，產(chǎn)量變化特點(diǎn)為產(chǎn)液量下降，含水下降，產(chǎn)油量上升;

油井受效特征與水驅(qū)類(lèi)似，受效方向性強(qiáng)，主要受構(gòu)造傾角，砂體連通關(guān)系、注采井距以及沉積微相影響，即位于井組低部位、注采井距小、連通關(guān)系好、主河道沉積的油井易受效。反之，弱受效或不受效;

聚驅(qū)可明顯改善水驅(qū)過(guò)程中的層內(nèi)、層間矛盾，但對(duì)受重力驅(qū)影響的平面矛盾調(diào)整效果有限;

采用一套井網(wǎng)注聚，非注聚層段停注降產(chǎn)對(duì)聚驅(qū)增油效果影響明顯。

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