杏六区中部葡Ⅰ1—3油层聚合物驱布井方式研究

2013-09-20胡伟李璐苏聪

断块油气田 2013年1期

胡伟，李璐，苏聪

（1.长江大学石油工程学院，湖北荆州 434023；2.中海油能源发展监督监理井下技术公司，天津 300452；3.重庆科技学院，重庆 401331）

杏六区中部现已进入特高含水开发后期［1-3］，以葡Ⅰ1—3一类油层为主要开采目的层的基础井网综合含水率高达93.3%，一类油层有效厚度水淹比例已接近100%，继续水驱挖潜的难度越来越大，水驱开发的经济效益较差。根据对杏北地区已开展的聚合物驱工业化生产所取得的认识，一类油层水驱后仍具有较大的聚合物驱潜力。如何设计一套适合聚合物驱的井网，使之既能适应葡Ⅰ1—3油层，又能提高油层动用程度，并获得较好的开发效果，是目前杏六区中部开发过程中亟待解决的问题［4-8］。

1 油层动用状况

1.1 水洗程度较高［9-11］

分析杏北地区相邻调整区块的5口密闭取心检查井的岩心水洗状况资料可以看出：

1）葡Ⅰ3油层的水洗厚度比例均高于全井，且强水洗的厚度比例超过葡Ⅰ1—3强水洗厚度比例8.2%以上，采出程度也是葡Ⅰ1—3油层中最高的。

2）各层多呈现多段水洗状态，且强水洗段多位于油层的底部。为了改善聚合物驱油效果，最大程度地提高波及体积，应在开展聚合物驱油前，加大深度调剖力度，改善开发效果。

1.2 水淹状况逐步加剧

在调整区一次加密调整后，葡Ⅰ1—3油层的有效厚度水淹比例为79.2%，其中高、中水淹厚度比例为50.8%。纵向上8个沉积单元自下而上，水淹程度逐渐变低，低水淹和未水淹厚度比例由46.0%增加到75.1%。到第二次加密调整后，葡Ⅰ1—3油层高中水淹比例达到71.2%，比一次加密调整井高20.4%，其中高水淹比例提高了28.0%。从相邻的杏六区东部Ⅰ块三元复合驱水淹层解释结果看，葡Ⅰ1—3油层高中水淹比例达到79.7%，比二次加密调整井高8.2%。

2 剩余油分布特征

杏六区中部自1998年以来再没有成片钻井，而相邻的杏六区东部Ⅰ块，基础井网布井方式相同，开发历程相似，2007年投产了以葡Ⅰ1—3油层为开发对象的三元复合驱井网。从该区块三次采油井投产情况及水平井取心情况看，在部分区域和厚油层的顶部，还存在一定的剩余油，其分布有如下特点：

1）平面上，剩余油主要分布在断层附近。该块105口三元复合驱采出井投产初期的平均含水率达到95.3%，进一步表明葡Ⅰ1—3油层水淹严重；而断层附近由于注采系统不完善，剩余油相对较多，采出井投产初期的平均含水率比注采完善井区低6.5%。

3 聚合物驱层系组合

3.1 原则

以尽可能提高油层动用程度、增加可采储量为目的，同时考虑油层的层间渗流特征差异、组合后产量规模及实际注入能力等因素［12］，确定了划分层系组合的基本原则：

1）一套聚驱层系内的油层地质条件相近，层间差异较小，利于聚合物分子量的优选。

2）考虑到产量规模及接替，单套层系有效厚度应在6 m以上。

3）层系间隔层厚度不小于1.0 m的井点比例达到70%以上，每套层系基本上能够形成独立的油水运动系统。

4）考虑到地面注入系统规模及实际注入需要，注聚初期平均单井注入量在50 m3/d左右，注聚后期平均单井注入量也应在30 m3/d左右。

3.2 方案

根据层系组合的基本原则，结合调整区葡Ⅰ1—3油层的发育状况，设计了一套层系组合开发方案，即葡Ⅰ1—3油层整体作为一套层系，利用分注工艺降低层间影响的聚合物驱开发方式。

智能合约是以太坊中最为重要的一个概念，即以计算机程序的方式来缔结和运行各种合约。在20世纪90年代，SZABO N等人就提出过类似的概念[14]，但一直因为缺乏可靠执行智能合约的环境，而被当作一种设计理论。区块链技术的出现，恰好补充了缺陷。

杏北开发区三次采油开发实践证明，由于层间干扰过大，葡Ⅰ1—2油层动用程度较差，因此需要开展葡Ⅰ1—3油层精细划分的可行性研究。但在调整区，葡Ⅰ1—2油层发育厚度较小，平均单井钻遇砂岩厚度6.8 m，有效厚度4.7 m，若将区块整体细分为葡Ⅰ1—2和葡Ⅰ3油层2套层系，存在低效井比例偏高、葡Ⅰ1—2油层控制程度偏低等缺点。为了克服这一缺点，可以考虑在葡Ⅰ1—2和葡Ⅰ3油层均发育较好的区域，将葡Ⅰ1—3细分为葡Ⅰ1—2和葡Ⅰ3油层2套层系，而在葡Ⅰ1—2发育相对较差的区域，采用一套层系开采。

从葡Ⅰ1—2油层和葡Ⅰ3油层有效厚度等值图看，拟布井区域的东部油层发育较好，且能够形成一定的规模，可以考虑分2套层系开采。该区域面积为4.13 km2，葡Ⅰ1—3 油层地质储量为 737.12×104t。其中，葡Ⅰ1—2油层发育砂岩厚度9.0 m，有效厚度6.1 m，地质储量349.29×104t；葡Ⅰ3油层发育砂岩厚度9.2 m，有效厚度7.1 m，地质储量387.83×104t；葡Ⅰ1—2和葡Ⅰ3有效厚度不小于3.0 m的井比例分别为88.4%和87.8%，低效井比例分别为11.6%和12.2%。

4 合理注采井距的确定

杏北地区有5个工业化区块开展了聚合物驱，已注聚区块在200 m注采井距条件下的动用程度相对较低，结合这一实际情况，对杏六区中部一类油层在不同井距条件下聚合物驱的适应性进行了分析。

4.1 不同井距下油层的控制程度

对杏六区中部葡Ⅰ1—3油层模拟部署了不同井距的聚合物驱井网，并对控制程度进行了预测。选取其中4个小层进行对比观察（见图1），随着注采井距的缩小，控制程度明显提高，注采井距达到150 m后，控制程度增幅减少。为使控制程度不低于60%，注采井距应控制在150 m以内。

图1 不同注采井距条件下的聚合物驱控制程度

4.2 不同井距下的注采能力

通过对5个工业化聚合物驱区块注聚后注入压力升幅分析，注入压力升幅在5.65～7.21 MPa，200 m井距的4个区块注入压力水平整体较高，导致区块注入速度较低，维持在0.14 PV/a以下。除了调整区块储层发育状况存在一定差异等因素影响外，较大的注采井距对注入压力升幅也有很大影响。因此，开展聚合物驱时，应尽量采用较小的注采井距，保证注入压力平稳上升和聚合物体系正常注入。

4.3 不同注入速度下注入压力与注采井距关系

从杏北工业化生产区块的注入情况看，随着注采井距由200 m缩小到150 m，视吸水指数下降幅度减小到46.6%，可保持较高的注入速度。杏四—杏六区北部聚驱区块注采井距为200 m，水驱空白阶段视吸水指数为 1.32 m3/（d·m·MPa），在注入速度 0.14 PV/a 的条件下，区块聚合物用量达到1 149.88 mg/（L·PV）时，陆续转入后续水驱，视吸水指数下降到0.55 m3/（d·m·MPa），下降了58.3%。杏六区中部目的油层发育状况略好于杏四—杏六区北部，且井距缩小到141 m。以此推算，杏六区中部最低视吸水指数略高于杏四—杏六区北部，约为 0.70 m3/（d·m·MPa），目的油层的平均破裂压力为13.1 MPa。

注入速度计算公式为

式中：v为注入速度，PV/a；pmax为最高井口注入压力，MPa；Nmin为油层最低视吸水指数，m3/（d·m·MPa）；L 为注采井距，m；φ为油层孔隙度，%。

不同注采井距条件下的合理注入速度见图2。当目的油层平均破裂压力为13.1 MPa时，在150 m井距条件下，最大注入速度为0.30 PV/a，此注入速度能够满足现场生产的需要；当注入速度低于0.30 PV/a时，无法满足现场生产需要；当注入速度大于0.30 PV/a时，注入压力超过油层的平均破裂压力。

图2 不同注入速度下注入压力与注采井距关系

综上所述，杏六区中部采用150 m以下注采井距具有聚合物驱控制程度较高、利于提高聚合物驱体系注入能力及产液指数下降幅度小等优点，因此，推荐聚合物驱井网注采井距不大于150 m。

5 聚合物驱井网部署

5.1 原则

以最大限度提高一类油层的控制程度和动用程度，增加可采储量为目的，同时考虑将来的层系井网综合利用和油田持续稳产的需求［13-14］，制订区块聚合物驱井网部署方案时，应遵循以下原则：

1）采用五点法面积井网，整体上均匀布井，井网部署考虑与基础井网的结合、层系上返以及开发后期井网的综合利用。

2）聚合物驱注采井距不大于150 m。

3）为了防止聚合物驱井和水驱井发生相互干扰和窜流，新布聚合物驱井与水驱井网不同井别的井距要大于50 m，同井别井距要大于30 m；如果新布井遇到基础井网井况正常的采油井可以利用，注水井不考虑利用。

4）在断层附近，根据具体情况采取灵活的布井方式，完善注采关系，挖潜剩余油。为防止套损，注入井距离断层要大于100 m，采出井距离断层要大于50 m。

5）搞好与周围三次采油区块井网部署的衔接。

5.2 方案

根据聚合物驱井网部署的基本原则，结合开采层系组合方案，设计了一套注采井距为141 m，行列布井的布井方式。

在原一次加密调整井排和二次加密调整油井排间，布一排聚合物驱井，形成采出井和注入井排，注入井和采出井错开100 m，形成排距为100 m、井排上井距为200 m、注采井距141 m的五点法面积井网（见图3）。共设计聚合物驱井616口，新钻井610口，其中采出井300口，注入井310口，利用采出井6口，聚合物驱井网密度47口/km2。

图3 布井示意

此套井网布井方案的优点：1）井网布局规则，注采井距均匀；2）井距比较合理，聚合物驱控制程度比较高，能建立有效的驱动体系，驱替效果好；3）与老井同井场的井数少，避免相互干扰；4）与三次加密井网井位关系结合较好，有利于后期的井网综合利用；5）与杏六区东部三次采油井衔接好。

6 开发指标预测

6.1 评价期开发指标预测

根据数值模拟结果，结合已注聚区块的开发规律，对区块的开发指标进行了预测。预测杏六区中部聚合物驱阶段采出程度为21.9%，控制地质储量1 123.02×104t，增加可采储量 294.10×104t，平均单井控制地质储量3.67×104t，平均单井增加可采储量 0.96×104t。预测10 a聚合物驱阶段累计采油量为327.8×104t，初期区块年产油 19.6×104t，第 4 年年产油 63.9×104t，之后含水率上升，产量开始递减。