聚合物驱后油藏井网重组与化学驱复合增效技术——以孤岛油田中一区Ng3单元为例<br/>

聚合物驱后油藏井网重组与化学驱复合增效技术——以孤岛油田中一区Ng3单元为例

2014-12-16姜颜波

石油地质与工程 2014年1期

姜颜波

（中国石化油田勘探开发事业部，北京100728）

聚合物驱是一项有效的提高采收率技术，但由于陆相沉积油藏的储集层严重非均质性，聚合物驱后仍有相当部分剩余可动油未动用或动用差，再采用水驱及单一的化学驱技术进一步大幅度提高采收率的难度越来越大。井网重组［1－4］是开发后期常用的油藏调整方式，通过层系细分重组、矢量井网等，可有效改变液流方向，扩大波及体积，一般提高采收率2～3个百分点，但是作用时间短，不能有效提高驱油效率。非均相复合驱［5］是近年来发展的一种新型化学驱油体系，具有更强的扩大波及和驱油效率的能力，但若采用原井网驱替，扩大波及体积的能力依然有限。本文针对试验聚合物驱后油藏的特点，开展了井网重组与非均相复合驱复合提高采收率研究。

1 研究区概况

孤岛油田位于济阳坳陷沾化凹陷东部的新近系大型批覆构造带上，是一个以新近系馆陶组疏松砂岩为储层的大型披覆背斜构造整装稠油油藏。孤岛油田中一区Ng3单元位于孤岛油田主体部位的顶部，目的层系为上馆陶组的Ng3砂层组，包括Ng33、Ng34、Ng35三个小层，为河流相正韵律沉积，孔隙度33%，渗透率（1 500～2 500）×10－3μm2。原油地下粘度46．3 mPa·s，地层水矿化度5 923 mg／L，Ca2＋、Mg2＋含量90 mg／L，原始油层温度69．5℃。

孤岛油田中一区Ng3单元1971年9月投产，1974年9月开展注水，1992年10月开展了聚合物驱［6］，1997年3月转后续水驱，2005年12月聚合物驱项目结束，提高采收率12．5%，采收率55．1%，综合含水98．3%。

孤岛油田中一区Ng3单元经过40多年的开发，经历了水驱和聚合物驱阶段，在现有技术和井网条件下，进一步提高采收率面临诸多问题，需要进一步扩大波及体积和提高驱油效率来实现大幅度提高采收率的目标。

2 井网优化调整部署

2．1 井网调整原则

剩余油分布特点作为聚合物驱后油藏井网调整考虑的主要因素，确定调整原则如下：

（1）保持注采井网完善。针对平面剩余油普遍分布的特点，为挖潜平面剩余油潜力，进行井网整体调整，要求保持注采井网完善性。

（2）转变液流方向。目前井网对局部富集剩余油控制较差，为挖潜平面剩余油潜力，要求新调整井网能够转变液流方向。

（3）层系细分可行性。针对层间驱替的不均衡和层间剩余油主要富集于主力小层的特点，进行层系细分的可行性研究。

（4）水平井可行性。水平井挖潜油层顶部和夹层附近剩余油有较大优势，但对多层油藏适用性较差，在分层的基础上可以考虑水平井的可行性。

2．2 井网调整优化部署

试验区井网经过两次调整，目前采用300 m×270 m交错行列式注采井网，井排方向近东西向，流线是南北向，该井网形式在1992年开始聚合物驱时形成，经过聚合物驱和后续水驱，基本维持不变，流线形成固有通道，不利于进一步提高波及体积。

根据井网层系调整原则设计了改变流线注采方向调整和保持流线注采方向调整二种方式，考虑层系组合划分和水平井的利用，又各细分为保持一套层系、细分二套层系和水平井调整三种方式各7种方案（表1）。

表1 不同调整方案指标汇总

通过对比两种调整方式14个方案15年开发指标，变流线调整方式7个方案最终采收率为57．4%～58．8%，比基础方案提高采收率2．3%～3．7%，平均为3．0%。保持流线方向调整方式7个方案最终采收率为55．9%～58．8%，比基础方案提高采收率0．8%～3．7%，保持流线方向调整方案11也能达到58．8%的采收率，但该方案钻新井数是变流线调整方案1的一倍，所以变流线方向调整方式比保持流线方向调整方式具有较大优势，推荐变流线调整方式。

综合对比变流线调整方式，一套层系方案1生产效果较好。分层系调整虽然避免了层间干扰，但由于受分层系流线变化小和上层系水井间、下层系油井间剩余油动用不好的影响，开发效果不如一套层系方案1，采收率低0．4%～1．1%。水平井对于单层开采有优势，分层系井网有利于发挥水平井优势，比直井调整采收率高0．2%，但同样受分层系流线变化小和密井网条件不利发挥水平井优势的限制，开发效果不如一套层系方案1，采收率低0．2%，且投入比方案1大。因此，方案1，即设计老水井间加密油井，老油井间加密水井，在油、水井排间加密一排井，隔井转注，形成135 m×150 m正对行列注采井网（图1），井排方向由东西向调整为南北向，转动90°，主流线由南北向调整为东西向，流线转动60°。这种调整方式变原井网分流线为主流线，达到强化波及、均衡驱替的目的。调整后，中心井区注入井15口，油井10口。

3 非均相复合驱注入参数设计

针对聚合物驱后油藏非均质性进一步增加、剩余油更加分散的特点，在成熟的表面活性剂和聚合物二元复合体系中加入粘弹性颗粒驱油剂（PPG），形成非均相复合驱油体系。PPG遇水溶胀，在油藏中具有封堵和运移性能，因此非均相复合驱较单一聚合物驱能够更好地扩大波及体积，同时具有较强的提高驱油效率的能力。

采用数值模拟技术对注入参数进行了优化设计，参数优化包括注入剂的注入浓度、注入段塞、注入速度等方面，在优化过程中，主要对比提高采收率幅度、吨聚增油以及综合指标（提高采收率×吨聚增油）对数模结果进行筛选。

结合油藏综合研究，确定矿场采用二段塞注入方式：0．05 PV×（1 500 mg／L PPG＋1 500 mg／L聚合物）＋0．3 PV（0．4% 表面活性剂＋1 200 mg／L聚合物＋1 200 mg／L PPG），注入速度为0．12 PV／a。

4 复合增效效果分析

根据数值模拟预测结果，研究区井网调整后水驱比原井网提高采收率3．7%，井网调整后进行非均相复合驱提高采收率8．5%，增油高峰期含水下降8．2%。原井网转非均相复合驱预测提高采收率3．6%，“井网调整＋非均相复合驱”共同作用的结果要好于两者单独作用的简单相加，两项技术复合增效（井网调整＋非均相复合驱）较单一调整方式采收率之和7．3%高出1．2个百分点，达到了1＋1大于2的复合增效效果。

矿场井网调整后，新井投产投注，中心井区日产油由4．5 t上升到20．0t左右，初期含水下降到50%左右，3个月后开始大幅回升。2011年开始非均相复合驱，含水最低下降了17．5个百分点，日产油最高增加到84．7 t。目前中心油井全部见效，已提高采收率3．56%。