高温聚合物驱的方案设计及应用效果

何海玲 尹绍波 杨安国

1河南油田双河社区服务中心 2河南油田石油工程技术研究院

双河油田某层系是河南油田第一个高温聚合物驱先导试验单元，地层温度80.3℃。该层系构造形态为一完整的由东南向西北抬起的单斜构造，储层为扇三角洲前缘沉积，岩性主要为中—细砂岩。胶结物以泥质为主，孔隙式胶结，层间夹层非常稳定。储层非均质性严重，分选系数3.23，变异系数0.49，均质系数0.34，平均渗透率0.563μm2，平均孔隙度19.19%。该层系于1977年底投入开发，共有采油井35口，日产油量130.2 t，采出程度41.47%，综合含水率95.44%；注水井15口，日注水量1 324.4m3，累积注采比0.84，总压降4.05MPa，压力保持水平75.6%。

双河油田某层系高温聚合物驱驱剂选择普通聚合物HPAM，分子量1 700~2 000万，水解度15%~17%，溶解时间小于2 h，溶解残余物小于0.05%，热稳定性较好。段塞结构为前缘（1 400 mg/L×0.05 PV）+主体（1 200mg/L×0.40 PV），共计注入0.45 PV，注入速度0.13 PV/a，月注采比为1.1。开发方案为：以水驱井网为基础，以老井转注为主，部署3口新注聚井，新钻油井2口，其他层系上返采油井5口，拟最终形成不规则五点法注采井网。共有注聚井16口，对应采油井29口，油水井数比1.8∶1，聚合物驱井网控制储量为301.6×104t，控制程度为70.5%。聚合物驱含水率为98%时，累积产油量为269.16×104t，与水驱相比增油量为21.63×104t，按聚合物驱井网实际控制储量计算，聚合物驱比水驱提高采收率6.72%。高温聚合物驱开发方案及效果如下：

（1）注聚前深度调剖，以减缓聚驱过程中的平面窜流。该层系以 H7—115—T7—125—检 5—H4—145一线为界，根据储层沉积特征和物性特征，人为地分为南北两个区域。针对两个区域不同的地质特征，在注聚前期调剖采取不同的调剖方式。首先，南部采用笼统深度调剖。调剖尺寸0.07 PV，注入时间6.5个月，平均调剖深度53.6m。其次，北部采用分层深度调剖。北部区域主要吸水层是V6.7小层，其他层吸水很差或不吸。对此，北部5口井采用了分层调剖方式，平均调剖深度为54.2m。调剖前后吸水剖面发生了明显改善。调剖前后对比，8口注聚井不吸水层厚度下降了7.5%，中等以上吸水厚度增加9.7%，强吸水层厚度下降了1.3%。中低渗透层的吸水状况得到改善，高渗透层的吸水状况得到控制。调剖后见到效果的4口油井日增油6.9 t，含水率下降了3.1个百分点。调剖后的防窜能力较强。注入40个月后，平均产出液浓度为81.6mg/L，而双河油田Ⅰ类单元437Ⅱ1—2、北块Ⅱ4—5、北块Ⅰ5Ⅱ1—3在注相同PV数的产出液浓度分别为219.6、180.0、206.7mg/L，远高于Ⅴ上层系目前的产出液浓度。

（2）一井一制注入，以使油井全面见效。国内外大量研究表明，随着聚合物溶液浓度的增加，溶液的黏弹性也增加，因此驱油效率也有较大幅度的提高。同时较高的溶液黏度也可在一定程度上改善地层剖面、扩大波及体积，从而进一步提高采收率。为了考察高浓度聚合物在高温油藏的适应性，在该层系南部油层大、叠加好、渗透率高的主体部位选取了F6—115等6口注聚井进行高浓度聚合物驱试验。通过试验，油井日增油14.6 t，综合含水率下降了1.16个百分点，聚驱效果得到了较大改善。但在全面注聚后期，注聚井的注入压力逐渐升高，尤其上倾尖灭区和边部的注入压力已接近泵压，并且部分井逐渐开始欠注，主体区油井开始出现能量下降的现象。为保障正常注入和油井生产必需的能量，对注聚井采取一井一制注入，对16口注聚井进行了14次浓度和注入量的优化调整、有6口井注入浓度为1 600mg/L，2口井注入浓度为1 200mg/L，3口井注入浓度为1 400mg/L，5口井注入浓度为1 800mg/L。调整后对应油井见效显著。如F5—13井，对应油井3—15井，日增油8.7 t，含水率下降了5.2%。

（3）均衡动态配液，扩大聚驱效果。首先加强内部注聚，控制外围边水。V上层系西部边水活跃，边部油井注入一年仍不见效，为促使边部油井尽快见效，对层系开发历史、单元累积注采比、地层压力及地层压力保持水平状况进行综合评价。计算单元边水水侵速度为23.77×104m3/a，而单元靠近边水的内部注入井按照聚驱方案设计的1.1注采比实施注聚，注入速度为19.26×104m3/a，明显低于边水水侵速度。调整注采比3个月后边部油井3—155、H4—145等井陆续见效，4口采油井，日增产能15 t。其次根据动态变化，合理调整注采结构，改善了聚合物驱效果。最后对高、中、低渗透层进行合理分采，对长期见效差或聚窜的高含水井，利用硼中子测井、产液剖面监测、示踪剂监测等手段，找出高含水层进行分采、降低层间干扰。如泌28井，硼中子测井结果显示V9.10小层为强水淹，机堵V9.10调层采V1.6.7.8小层，机堵后三个月见到了新5—13井的注聚效果，日增油2 t，含水率下降了2个百分点，发挥了每个层的注聚效果，促进了多层同时见效。

（4）利用压裂、解堵等措施手段，改善产出剖面，以促进油井见效。针对该层系物性差、受效差的区域，在注聚过程中共对3口油井实施压裂、2口井实施解堵，措施后日增油38.7 t，日增液239.1m3，提高了储量动用程度，进一步扩大了聚合物驱效果。如：H9—145井V6.7小层位于上倾尖灭区，物性较差，周围有H8—135和H8—155井在注聚（注水），有足够的能量补充，但长期见不到注水（注聚）效果，为改善该区域V6.7小层的储量动用状况、促进该井注聚（注水）见效，近几年对该井实施压裂，压裂初期自喷，日增油5.2 t。通过以上调整，V上层系增油降水幅度高、对应油井见效率高。三采对应井29口，见效井23口，见效率79.3%。23口见效井日产油由注聚初期的86.7 t，上升到见效高峰期的294.4 t，综合含水率由初期的95.0%下降到高峰期的84.7%，含水率下降了10.3个百分点。已知单元累积增油5.727 0×104t，提高采收率1.90%，吨聚合物换油率14.4 t，与聚驱预测曲线吻合较好。