王廣霞　(中石油大慶油田有限責(zé)任公司第九采油廠，黑龍江 大慶 163853)

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中低滲透單一河道儲(chǔ)層聚合物驅(qū)的可行性研究

王廣霞(中石油大慶油田有限責(zé)任公司第九采油廠，黑龍江 大慶 163853)

[摘要]針對(duì)中低滲透單一河道儲(chǔ)層開(kāi)發(fā)后期注水易沿河道中部突進(jìn)，導(dǎo)致注水波及系數(shù)小，常規(guī)水驅(qū)調(diào)整及剩余油挖潛效果差的問(wèn)題，開(kāi)展了中低滲透單一河道儲(chǔ)層聚合物驅(qū)的可行性研究。優(yōu)選出適合中低滲透單一河道儲(chǔ)層聚驅(qū)的聚合物分子量為1200×104～1600×104。優(yōu)化注入?yún)?shù)，即聚合物驅(qū)注入質(zhì)量濃度為1000mg/L，注入速度為0.06PV/a，聚合物用量為300mg/(L·PV)，可以實(shí)現(xiàn)有效滲透率在100mD以下儲(chǔ)層的有效注入。通過(guò)分析中低滲透單一河道儲(chǔ)層聚驅(qū)效果的影響因素，表明當(dāng)聚驅(qū)控制程度大于80%、驅(qū)替距離165m時(shí)聚驅(qū)效果較好。該研究提高了中低滲透單一河道油藏的采收率，為該類油藏后期挖潛提供了借鑒。

[關(guān)鍵詞]中低滲透儲(chǔ)層；河道砂體；聚合物驅(qū)；注入?yún)?shù)

敖古拉油田塔2區(qū)塊位于敖古拉大斷裂東側(cè)，為一東南傾沒(méi)的單斜，沒(méi)有完整的構(gòu)造圈閉，僅在北部的2號(hào)井區(qū)有一局部的構(gòu)造高點(diǎn)。開(kāi)采層位為薩爾圖油層的薩零組，為巖性圈閉型油藏。屬三角洲前緣亞相水下分流河道沉積，正韻律，砂體呈條帶狀南北展布，砂體寬度為300～500m。儲(chǔ)集層物性中等偏低，平均有效孔隙度22.9%，空氣滲透率232.7mD，有效滲透率77.6mD。塔2區(qū)塊于1988年投入開(kāi)發(fā)，1991年轉(zhuǎn)入注水開(kāi)發(fā)，2001年外擴(kuò)8口井。注水開(kāi)發(fā)20年來(lái)，通過(guò)采取注采系統(tǒng)調(diào)整、早期周期注水、化學(xué)淺調(diào)剖、外擴(kuò)鉆井等措施，取得了較好的開(kāi)發(fā)效果。截至2011年9月，油田共有油水井16口，其中采油井9口，日產(chǎn)油5.5t，采油速度0.34%，采出程度33.41%，綜合含水率91.1%；注水井7口，注水壓力6.2MPa，日注水135m3。目前已進(jìn)入高含水期開(kāi)發(fā)階段，油層水淹程度高，剩余油分布零散，依靠常規(guī)水驅(qū)調(diào)整無(wú)法實(shí)現(xiàn)有效挖掘剩余油提高采收率的目的。

1注水開(kāi)發(fā)存在的問(wèn)題

圖1　塔2區(qū)塊數(shù)值模擬含油飽和度圖

1)注入水沿河道突進(jìn)導(dǎo)致常規(guī)水驅(qū)調(diào)整效果變差針對(duì)區(qū)塊為窄小河道砂體，注水易沿河道方向突進(jìn)的特點(diǎn)，1991年開(kāi)始采取短周期的周期注水方式，控制區(qū)塊含水率上升速度。到1996年，區(qū)塊含水率一直保持在10%以下，說(shuō)明周期注水能夠有效延緩注入水單向突進(jìn)，延長(zhǎng)低含水及無(wú)水采油期。1994年油井開(kāi)始陸續(xù)見(jiàn)水，到1997年油井全部見(jiàn)水，由于注入水沿河道中部推進(jìn)，導(dǎo)致油層水淹，含油飽和度只有0.4046(圖1)，以中高水淹為主，部分油井含水迅速上升，繼續(xù)按常規(guī)水驅(qū)方式調(diào)整已難以控制油井含水上升速度。

2)高含水期常規(guī)剩余油挖潛措施效果較差正韻律河道沉積儲(chǔ)層在注水開(kāi)發(fā)時(shí)，受重力分異作用影響，層內(nèi)注入水易沿底部突進(jìn)，導(dǎo)致油井含水上升速度快[1]。30號(hào)井的薩零組碳氧能譜測(cè)試資料(圖2)表明，薩零組內(nèi)水淹厚度比例大，為69.82%。油層上部含水相對(duì)較低，含油飽和度相對(duì)較高，1158.3m以下含水高，水淹程度高。針對(duì)注入水沿厚油層底部突進(jìn)的特點(diǎn)，為挖潛油層上部剩余油，于2007年9月對(duì)30號(hào)井開(kāi)展了層內(nèi)堵水試驗(yàn)，封堵下部有效厚度5.2m，堵后日增油0.4t，累積增油90t，有效期只有6個(gè)月。

2聚合物驅(qū)提高采收率技術(shù)

2.1聚合物分子量的確定

塔2區(qū)塊油層巖性為碎屑巖，單層有效厚度大于2m，地層溫度60℃，地層滲透率232.7mD，變異系數(shù)0.59，原油密度0.85g/cm3，地層原油黏度6mPa·s，礦化度7665mg/L。依據(jù)聚合物提高采收率篩選標(biāo)準(zhǔn)，塔2區(qū)塊適合開(kāi)展聚合物驅(qū)提高技術(shù)。

當(dāng)滲透率平方根與聚合物分子回旋半徑之比大于1.5時(shí)，聚合物不會(huì)對(duì)油層造成堵塞。塔2區(qū)塊油層平均空氣滲透率為232.7mD，對(duì)應(yīng)的聚合物分子量不能超過(guò)1500×104(表1)。

圖2　30號(hào)井薩零組碳氧能譜測(cè)試成果圖

聚合物分子量/104對(duì)應(yīng)回旋半徑/μm對(duì)應(yīng)滲透率平方根下限/μm對(duì)應(yīng)滲透率下限/mD3000.0760.114136000.1480.222497500.2610.39215310000.2830.42518015000.3420.513263

選取塔2區(qū)塊巖心井對(duì)薩零組油層開(kāi)展聚合物驅(qū)替試驗(yàn)，得到巖心滲透率為200mD，因此選用700×104～900×104分子量聚合物注入性能較好。該分子量的聚合物溶解性能好，注入能力強(qiáng)。但隨著聚合物分子量的降低，其體系黏度下降幅度較大，選用低分子量聚合物時(shí)，可以根據(jù)實(shí)際情況適當(dāng)提高注入質(zhì)量濃度。

2.2應(yīng)用數(shù)值模擬優(yōu)選注入?yún)?shù)

2.2.1聚合物溶液注入質(zhì)量濃度的選擇

隨著注入聚合物段塞濃度的增加，含水率下降幅度增加，聚合物驅(qū)的最終采收率增加。因此在油層注入能力允許的情況下，可以適當(dāng)提高聚合物溶液的質(zhì)量濃度，但是注入聚合物質(zhì)量濃度越高，注入液黏度也越高，相應(yīng)的注入壓力也會(huì)上升得過(guò)高，導(dǎo)致注入困難[2]。因此聚合物注入質(zhì)量濃度的選擇應(yīng)考慮現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施的可行性，確定滿足注入條件下的最大注入質(zhì)量濃度。根據(jù)同類油田礦場(chǎng)試驗(yàn)，為保證正常注入，較為合理的質(zhì)量濃度范圍應(yīng)在1000mg/L左右，如杏南油田、葡北油田聚合物溶液質(zhì)量濃度在800～1000mg/L時(shí)油層沒(méi)有發(fā)生堵塞。

塔2區(qū)塊注入清水水質(zhì)分析，對(duì)注聚影響較大的鈣、鎂離子質(zhì)量濃度分別為20.64、9.48mg/L，總礦化度為414.1mg/L，各項(xiàng)指標(biāo)滿足配制聚合物的要求。由聚合物清水體系黏度與質(zhì)量濃度關(guān)系(表2)可知，隨聚合物分子量的增加，其體系黏度越大。因此，選擇800×104分子量聚合物溶液，注入質(zhì)量濃度1000mg/L，在現(xiàn)場(chǎng)注入時(shí)可根據(jù)實(shí)際情況適當(dāng)調(diào)整注入質(zhì)量濃度。

表2　聚合物清水體系黏度與質(zhì)量濃度關(guān)系

2.2.2聚合物溶液注入速度的選擇

當(dāng)油層注入聚合物溶液后，由于增加了注入溶液黏度，流體滲流阻力增加，尤其是注入初期由于注入井井底附近滲透率下降較快，而導(dǎo)致注入壓力大幅上升；當(dāng)近井地帶油層的吸附捕集達(dá)到平衡后，滲流阻力趨于穩(wěn)定，注入壓力也趨于穩(wěn)定或緩慢上升，注入速度對(duì)聚合物溶液的黏度比較敏感，同時(shí)還受油藏物性和注采井距等因素的影響[1]。聚合物注入速度的選擇主要依據(jù)注入的聚合物溶液黏度、壓力上升空間、注采井距，既要考慮油層注入能力的限制，也要考慮到對(duì)采油井維持足夠的供液能力，縮短開(kāi)發(fā)周期[3]。井口最大注入壓力與注入能力的關(guān)系:

式中：Vmax為最大注聚速度，PV/a；pmax為井口最高注入壓力，MPa；Imin為注聚時(shí)每米吸水指數(shù)，m3/(d·m·MPa)；L為注采井距，m；φ為油層孔隙度，%。

計(jì)算在不超過(guò)油層破裂壓力情況下，不同吸水指數(shù)的允許注入速度和注聚量，如表3所示。區(qū)塊注

表3　注聚合物后注入能力與吸水指數(shù)關(guān)系

表4　聚合物用量與采收率關(guān)系表

水時(shí)每米吸水指數(shù)平均3.8m3/(d·m·MPa)，注聚相比注水時(shí)吸水指數(shù)下降幅度一般在30%～70%，結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際確定注聚速度為0.06PV/a，單井注聚量53m3/d。

2.2.3聚合物用量確定

聚合物用量越大，最終采收率越高，但當(dāng)用量達(dá)到一定程度后，提高采收率幅度隨用量增加變化不大，噸聚增油量不斷降低。在注入速度0.06PV/a，質(zhì)量濃度1000mg/L的條件下，選取聚合物用量在300、400、500mg/(L·PV)時(shí)，采收率提高值分別為8.03%、8.75%、8.91%，提高幅度差異不大(表4)，因此確定試驗(yàn)區(qū)塊聚合物用量為300mg/(L·PV)。

2.3聚合物驅(qū)現(xiàn)場(chǎng)注入效果

2011年9月21日開(kāi)始注聚，初期注入壓力8.7MPa，注入聚合物分子量700×104～950×104，注入質(zhì)量濃度1000mg/L，井口黏度27.5mPa·s，注入壓力上升速度較慢；為提高注聚效果，2012年6月質(zhì)量濃度調(diào)整到1200mg/L；2012年12月分子量調(diào)整為1200×104～1600×104，質(zhì)量濃度調(diào)整到1000mg/L；2015年6月質(zhì)量濃度調(diào)整到1500mg/L。截至2015年12月累計(jì)注入地下孔隙體積0.22PV，聚合物用量234mg/(L·PV)。

2.3.1儲(chǔ)層動(dòng)用狀況得到改善

有效滲透率低于100mD的儲(chǔ)層聚合物驅(qū)容易堵塞地層，塔2區(qū)塊有效滲透率77.6mD，注聚5a，注聚壓力上升了4.5MPa，上升幅度與儲(chǔ)層物性相近的其他區(qū)塊壓力基本一致。從注入剖面看，隨著注入壓力升高，聚合物溶液開(kāi)始進(jìn)入低滲帶，注入剖面得到改善。統(tǒng)計(jì)7口井注入剖面資料，平均單井吸水厚度增加0.8m，平均砂巖厚度吸水比例提高11.5個(gè)百分點(diǎn)(表5)。實(shí)現(xiàn)有效滲透率在100mD以下儲(chǔ)層中分子量聚合物的有效注入。

表5　塔2區(qū)塊不同厚度層注聚前后吸水狀況統(tǒng)計(jì)表

注：“+”表示提高值；“-”表示減少值。

2.3.2提高中滲透單一河道砂體油藏的采收率

注聚5個(gè)月后周圍油井開(kāi)始受效，全區(qū)日產(chǎn)油由5.5t增加到14.9t，階段累計(jì)增油1.16×104t，噸聚增油20.2t；階段采出程度35.9%，采收率提高了2.0個(gè)百分點(diǎn)。受效好的35號(hào)井的變化規(guī)律與區(qū)塊整體數(shù)值模擬結(jié)果對(duì)比(圖3)，在含水率下降初期(0～0.126PV)，35號(hào)井的實(shí)際含水率下降期比預(yù)測(cè)含水率下降期要早。在注入聚合物溶液0.034PV時(shí)，全區(qū)的預(yù)測(cè)含水率為82.5%，而35號(hào)井實(shí)際含水率為44.5%，低38.0個(gè)百分點(diǎn)。在含水率下降后期及含水率上升初期(0.126～0.160PV)，實(shí)際含水率下降幅度明顯好于預(yù)測(cè)結(jié)果，在注入聚合物溶液0.160PV時(shí)，全區(qū)的預(yù)測(cè)含水率為82.45%，而35號(hào)井實(shí)際含水率為71.10%，低11.35個(gè)百分點(diǎn)。含水率開(kāi)始回升期(0.160～0.279PV)，比預(yù)測(cè)含水率上升期要早，但含水率上升的速度，與預(yù)測(cè)曲線的變化趨勢(shì)基本一致。通過(guò)對(duì)比得到含水率最低下降45.1個(gè)百分點(diǎn)，噸聚增油55.7t，階段累計(jì)增油6316t，采出程度提高了7.28個(gè)百分點(diǎn)。

圖3　35號(hào)井聚驅(qū)實(shí)際與數(shù)模預(yù)測(cè)對(duì)比曲線

3影響單一河道砂體儲(chǔ)層聚驅(qū)效果的因素

3.1聚驅(qū)控制程度高是油井受效程度高的主要原因

現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)表明，聚驅(qū)控制程度在70.0%以上，聚驅(qū)效果較好。由于塔2區(qū)塊受砂體發(fā)育不完善影響，聚驅(qū)控制程度僅為60.4%，從單井受效情況看，聚驅(qū)控制程度高、油井受效好(表6)。

表6　塔2區(qū)塊注聚前后油井受效情況對(duì)比表

3.2注采井距大、聚合物滯留量高是降低聚驅(qū)效果的重要原因

現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)表明，長(zhǎng)垣聚驅(qū)一二類油層注采井距在150～250m，塔2區(qū)塊接近于長(zhǎng)垣三類儲(chǔ)層，試驗(yàn)注采井距300m。示蹤劑監(jiān)測(cè)結(jié)果表明，塔2區(qū)塊采出端的聚合物質(zhì)量濃度不足注入端的10%，存聚率達(dá)90%，注采井距大造成聚合物在地層中被大量吸附滯留和剪切降解，降低了聚合物的驅(qū)替效果。

2014年4月為縮短注聚井距，促進(jìn)油井受效，在28號(hào)井與32號(hào)井之間加密兩口注聚井，加密后驅(qū)替距離由原來(lái)的300m縮短到165m，有效促進(jìn)了油井受效，加密井投注40d后，周圍30號(hào)和2號(hào)2口油井受效，井組日產(chǎn)液增加了6.0t，綜合含水率下降了3.1個(gè)百分點(diǎn)，日產(chǎn)油增加了1.4t(表7)。

表7　塔2區(qū)塊加密井周圍油井受效前后對(duì)比表

4結(jié)論

1)中低滲透單一河道儲(chǔ)層開(kāi)發(fā)后期注水易沿河道中部突進(jìn)，導(dǎo)致注水波及系數(shù)小，常規(guī)水驅(qū)調(diào)整及剩余油挖潛效果差。

2)通過(guò)巖心驅(qū)替試驗(yàn)，優(yōu)選出適合中低滲透單一河道儲(chǔ)層聚驅(qū)的聚合物分子量為1200×104～1600×104；優(yōu)化出了適合中低滲透單一河道儲(chǔ)層的聚合物驅(qū)注入?yún)?shù)，即注入質(zhì)量濃度1000mg/L，注入速度0.06PV/a，聚合物用量300mg/(L·PV)。

3)通過(guò)優(yōu)化聚合物分子量和注入?yún)?shù)，可以實(shí)現(xiàn)有效滲透率在100mD以下儲(chǔ)層的有效注入。

4)聚驅(qū)控制程度和驅(qū)替距離是影響聚驅(qū)效果的重要因素，對(duì)于中低滲透單一河道儲(chǔ)層聚驅(qū)控制程度大于80%、驅(qū)替距離165m時(shí)聚驅(qū)效果較好。

[參考文獻(xiàn)]

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[編輯]帥群

16 Feasibility Study on Polymer Flooding in Middle and Low Permeability and Single Channel Reservoirs

Wang Guangxia

(Author’sAddress:The9thOilProductionPlant，DaqingOilfieldCo.Ltd.,PetroChina,Daqing163853，Heilongjiang,China)

Abstract:In consideration of the problems of small swept coefficient and poor efficiency of conventional waterflooding adjustment and tapping the potential of remaining oil induced by water breakthrough along the middle channel in the low permeability and single channel reservoir at the late stage of reservoir development, a feasibility study was carried out on the polymer flooding in low permeability and single channel reservoirs.The molecular weight of polymer of 1200×104～1600×104，which was suitable for polymer flooding in low permeability and single channel reservoirs, was chosen, the parameters of polymer flooding with the concentration of 1000mg/L and the injection rate of 0.06PV/a and its dosage of 300mg/(L·PV) were optimized, by which the effective injection of polymer with effective permeability of 100mD could be implemented.By analyzing the influencing factors of polymer flooding in the mid-low permeability and single channel reservoirs, the results show that the polymer flooding effect is better when the control degree is greater than 80% and the displacement distance is 165m.This study improves the oil recovery in the low permeability of single channel reservoirs，it provides reference for the potential tapping in the reservoirs at the late stage of development.

Key words:middle and low permeability；channel sand body；polymer flooding；injection parameter

[文獻(xiàn)標(biāo)志碼]A

[文章編號(hào)]1673-1409(2016)11-0016-06

[中圖分類號(hào)]TE357.461

[作者簡(jiǎn)介]王廣霞(1965-)，女，工程師，長(zhǎng)期從事油田開(kāi)發(fā)動(dòng)態(tài)管理工作，1508257606@qq.com。

[收稿日期]2016-01-03

[引著格式]王廣霞.中低滲透單一河道儲(chǔ)層聚合物驅(qū)的可行性研究[J].長(zhǎng)江大學(xué)學(xué)報(bào)(自科版),2016,13(11):16～21.