下二门油田改善二次聚合物驱开发效果实践与认识

2013-10-25董文龙戴亚伟常晓平周永强

石油地质与工程 2013年4期

熊英，董文龙，戴亚伟，常晓平，申进，周永强

（1.中国石化河南油田分公司石油勘探开发研究院，河南南阳 473132；2.中国石化河南油田分公司第一采油厂；3.中国石化河南油田人力资源开发中心）

聚合物驱技术目前已成为我国大庆、胜利、河南等油田提高采收率的主要手段之一［1－2］。由于油藏地质条件和开采工艺的限制，聚合物驱采收率增幅只有10%左右，聚驱后仍有约50%原油残留在地下［3－4］。下二门油田 H2Ⅱ层系在一次聚合物驱提高采收率11.02个百分点的基础上，于2006年8月开展了二次聚合物驱矿场试验。为改善试验聚驱效果，根据二次聚驱见效特征及剩余油分布状况，提出了部分井提高注聚浓度、追加段塞、部署完善井及动态调配，来进一步扩大聚驱波及体积、提高增油幅度的设想［5］。

1 试验区概况

下二门油田H2Ⅱ层系为近物源三角洲前缘沉积，油层埋深928～1050 m，岩屑长石砂岩，储层胶结疏松、孔隙度大，渗透率高、岩心分析平均孔隙度23.7%，渗透率2.33μm2，渗透率变异系数0.85。油藏流体低温、高粘、低矿化度，地层温度50℃，地下原油粘度72.6 mPa·s；地层水总矿化度为2127 mg／L；原始地层压力9.8 MPa，饱和压力8.0MPa，地饱压差1.8 MPa。

该层系于1978年9月投入开发，次年12月注水；1996年8月实施一次聚合物驱（注聚浓度1000～1200 mg／L，段塞0.43 PV），2000年3月转入后续水驱。截止2006年7月一次聚驱提高采收率11.02%，单元采出程度37.8%；于2006年8月进行二次聚合物驱，其注采井网在一次注聚井网基础上，将主体区的3口油井转注聚合物，在注入平衡区将其它层系采油井上返本层系1口；方案设计注聚浓度1800 mg／L，注聚段塞0.22 PV。

2 二次聚驱见效特征

为使二次注聚有效扩大波及体积，首先对所有即将注聚的井实施深度调剖（注入0.3 PV），并对层间渗透率差异大的2口井实施分注。此次二次注聚的开采见效特征主要表现为多向受效的油井和为完善井网进行大幅度调整的油井，其增油降水幅度大。

H2Ⅱ层系注聚井对应油井的见效情况见表1。可以看出，多向受效油井增油幅度和降水幅度明显较大，增油倍比达到2.4；两向受效井和单向受效井效果相对差。可见，提高聚驱储量控制程度、增加油井多向受效率，对保证聚驱增油幅度十分重要。

层系不同区域油井增油效果差异也较大，与一次聚驱井网对比，二次聚驱井网调整力度大的区域油井见效率及增油幅度均较高，二次聚合物驱的调整区域，即3口油井转注聚后对应的8口油井全部见效。

通过对该层系一次聚驱对应油井在二次聚驱阶段见效状况的统计分析（见图1，图2，表2）可知：二次聚驱中井网调整新增受效方向的井，增油降水效果显著，增油倍数4.4，与一次聚驱效果接近；而前后两次聚驱中受效方向不变的6口油井效果较差，增油倍数仅1.17，明显低于一次聚驱效果。显然井网调整改变液流方向，是促使二次聚驱扩大波及体积增油见效的主要因素之一。

表1 H2Ⅱ层系二次聚驱对应油井见效情况对比

图1 新增受效方向油井开采曲线

图2 老方向受效井开采曲线

3 改善聚驱效果的方法

3.1 提高注聚浓度和粘度，建立更有效的地下渗流阻力场

下二门H2Ⅱ层系属于高渗、高粘、强非均质性油藏。一次注聚期间井口粘度30～40 mPa·s，由于油藏局部渗流优势通道发育，虽然实施了调剖，但聚窜仍较严重；二次聚驱方案设计注聚浓度1800 mg／L，粘度提高到60～80 mPa·s，注聚初期仍有4口注聚井注入压力上升幅度小、未建立有效的流动阻力，故将注聚浓度提高到2200 mg／L，使注入压力上升2～4 MPa；在地面混配暴氧除硫工艺实施后，单元再次大幅提高了注入粘度，达到120 mPa·s以上，单元平均注入压力由注聚前的4.1 MPa提高到9.8 MPa，上升5.7 MPa，远高于一次聚驱的平均注入压力上升值1.3 MPa（表3）。通过提高驱剂注入粘度建立了更为有效的地下渗流阻力场，从而保证增油效果的延续。

表2 一次与二次聚驱对应油井增油降水指标对比

通过注聚粘度的大幅上升，单元日产油由注聚前40.4t增至67.1 t，综合含水由注聚前93.3%下降到89.8%。单元实际日产油与预测指标接近，但仍未达到预测产量高峰值，该阶段提高采收率0.64%。

表3 H2Ⅱ层系一、二次聚驱注入指标对比

3.2 低效井侧钻和潜力区部署新井扩大聚驱波及体积

由于断层及物性影响，H2Ⅱ层系一次聚驱后局部区域井网未有效控制，使这些部位剩余油相对集中，断层附近、井网未控制和压力平衡区剩余油富集，位于层系北部5号大断层附近的Q19井，距Q25、Q26两口注聚井较远，且注采井间存在物性较差的分流间湾，造成驱剂在该方向难以推进，两次聚驱Q19井都未见效，故于2008年10月从Q19井往南侧钻90 m，侧Q19投产初日产油达到15.9 t，含水35.6%，并见到聚驱的持续增油效果；另一口采油井Q24井位于层系中部发育的11号和12号小断层间，由于注采不对应、开发后期产能很低，考虑到11号断层南部附近无采油井点，剩余油难以动用，故于2008年11月，由Q24井侧钻到11号断层南部获得高产（日产油17.8 t，含水50.5%）。鉴于二次注聚过程在剩余油潜力区完善井网取得好效果，2009年至2010年又相继在油水边界及上倾部位利用低效井上返补孔和部署完善井，油水边界附近低效井试采层段初期日产油2～5 t，含水77.2%～86.3%；上倾部位完善井投产初期日产油11 t，含水76.0%。不同部位井层的投产效果证实，水驱和聚驱后地下剩余油的二次运移形成了新的剩余油富集区，通过完善井可扩大聚驱波及体积。

3.3 合理动态调配提高油井见效率，适时追加段塞延长见效期

利用油藏典型模型，研究多层非均质储层聚驱合理的提液时机及效果结果表明：对于多层非均质地层，聚驱时提液的增油效果均好于聚驱不提液的效果，在油井见效时提液效果最佳，分别比不提液提高采收率0.38%～0.74%，高峰期后再提液增油效果明显降低。根据油藏地质条件及剩余油分布，优选H2Ⅱ层系2口已见效的油井实施提液，措施实施后油井日增液量33.8 t，日增油4.6 t，含水下降1.8～2.7个百分点，聚驱效果得到进一步扩大（表4）。

另外针对H2Ⅱ层系南部浅1注聚井对应油井见效不理想的状况，于2008年1月对浅1井实施二次调剖，并于2008年11月将注入量提高40%后，对应2口采油井（J6－131、J6－121）增油降水效果明显，J6－131井日增油14.4 t，含水下降17.3个百分点（图4），J6－121井日增油6.6 t，含水下降8.1个百分点。合理动态调配进一步提高了油井见效率。

表4 H2Ⅱ层系二次注聚油井提液效果对比

图3 J6－131井二次聚驱开采曲线

由于采取了以上多项调整措施，二次聚驱产油量持续保持稳中有升的势头。当二次注聚至方案设计段塞0.22 PV时，H2Ⅱ层系正处于增油上升阶段。故根据单元整体见效情况，通过技术和经济评价及时追加注聚段塞至6.7 PV，从而有效延长了二次聚驱的增油降水见效高峰期，显著提高了二次聚驱的开发效果。

4 二次聚驱效果

下二门H2Ⅱ层系通过上述系列调整工作，使二次注聚日产油由2008年9月调整前的67.1 t大幅上升至123.7 t，并持续保持较高的水平，综合含水也由89.8%继续下降到86.4%（图4）。二次注聚见效高峰期增油倍比达到3.04，阶段提高采收率4.96个百分点，吨聚换油率21.3 t／t。二次聚驱取得了显著的增油降水效果。说明一次聚驱后在认清剩余油分布特点的基础上，通过提高注聚浓度、完善井网、最大限度改变液流方向及合理动态调配，可实现二次聚驱进一步扩大波及体积和提高采收率的目标。