小井距高浓度聚驱后现场试验效果评价研究

胡良峰

(中石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院,黑龙江 大庆 163712)



小井距高浓度聚驱后现场试验效果评价研究

胡良峰

(中石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院,黑龙江 大庆 163712)

聚驱后剩余油分布零散，挖潜难度大，开采成本高，是目前三次采油技术在油田开发上面临的一个重要课题。从技术上对聚驱后小井距高浓度聚驱的适用性进行研究，认为井网加密是聚驱后取得较好开发效果的前提，合理的流度控制与注采平衡是聚驱后取得好效果的重要条件。利用内部收益率和投资回收期这两项经济评价指标对聚驱后小井距高浓度聚驱在经济上的可行性进行评价研究.研究表明：聚驱后小井距高浓度聚驱无论在技术上还是在经济效益上均具有较强的适用性，可作为聚驱后油田开发上的一种有效的手段。

井网加密；流度比；内部收益率；投资回收期

1　试验区概况

试验区位于大庆油田北东块喇11-28井区，试验层位葡Ⅰ1-2层，面积0.67km2，地质储量139.8×104t，孔隙体积236.6×104m3，砂岩厚度17.6m，有效厚度13.4m，有效渗透率0.424D。在充分利用原葡Ⅰ1-2油层聚驱井网基础上，将原212m五点法面积井网调整为106m五点法面积井网，试验区总井数61口，其中注入井25口，采油井36口。

试验区于1996年7月开始注聚，2000年11月全部转入后续水驱。常规聚驱阶段平均注入速度0.15PV/a，注入质量浓度998mg/L，注入油层孔隙体积0.67PV，聚合物用量为669PV·mg/L，聚驱累计增油20.58×104t，提高采收率12.36个百分点，区块葡Ⅰ1-2层采出程度为53.5%。2010年10月试验区油水井陆续投产，其中新钻井51口(注入井15口，采油井36口)，原注聚井利用投注8口，油井转水井投注2口。试验区空白水驱阶段平均注入压力8.1MPa，注清水29.2×104m3，注入油层孔隙体积0.14PV。

2　方案设计

室内研究表明聚驱后的高浓度聚驱能进一步提高采收率[1]。聚驱后滞留在油层中的聚合物溶液黏度比原油还高，要进一步提高采收率，注入体系要比滞留聚合物溶液具有较低的流度比，才能起到扩大波及体积的作用[2]。结合室内试验的研究成果，完成了小井距高浓度聚驱试验方案设计。试验方案：聚合物注入质量浓度为3500mg/L，聚合物段塞为0.5PV；注入2500万分子量聚合物，注入质量浓度3500mg/L，注入速度0.2PV/a，注入油层孔隙体积0.5PV，聚合物用量1750PV·mg/L。预计提高采收率8个百分点以上。

3　试验进展及效果评价

3.1试验进展

2015年9月平均注入压力12.6MPa，比空白水驱高4.5MPa，与常规聚驱阶段压力升幅相近；视吸水指数3.1m3/(d·MPa)，与空白水驱相比下降了55.1%，与常规聚驱阶段降幅相近。注采压差逐步增大，由水驱阶段的13.1MPa增加到目前的17.8MPa增加了4.7MPa。井间压力梯度由212m的0.07MPa/m增加到106m的0.17MPa/m，提高2.43倍。油层有效厚度动用比例为87.0%，比空白水驱高12.8个百分点，与一次聚驱相当，见效井采出液中氯离子含量明显升高，增加了新的出油部位。试验区注入高浓度聚合物0.095PV后油井开始见效。2015年9月中心区16口采油井平均日产液650t，日产油39t，综合含水率95.0%,采聚质量浓度675mg/L。与注入高质量浓度聚合物溶液前相比，日增油24t，含水下降6.0个百分点。

3.2效果评价

3.2.1井网加密是聚驱后取得较好开发效果的前提

为了研究井网加密对聚驱后开发效果的影响，利用数值模拟来模拟北东块喇11-28井区3种不同布井方式的开发效果。3种布井方式是：①井网抽稀形成大五点井网；②利用其他井网转成反九点井网；③井网加密形成小五点井网。数值模拟3种不同布井方式的采收率提高值：井网加密形成小五点井网>利用其他井网转成反九点井网>井网抽稀形成大五点井网，且井网加密形成小五点井网与利用其他井网转成反九点井网(井网不加密)相比较能多提高采收率1.56个百分点。由此可见，井网加密能够在一定程度上有效地动用聚驱后剩余油，进一步提高采收率。

3.2.2合理的流度控制与注采平衡是聚驱后取得好效果的重要条件

北东块试验区总共有16个中心井组，其中流度比和注采比合理的12个中心井组，见到了较好的开发效果，平均单井含水率下降9.5%，最高增油倍数5.3。依据这16个中心井组的采收率提高值，将这16个中心井组共分为3类(见表1)：Ⅰ类井采收率提高值大于6%；Ⅱ类井采收率提高值介于3%～6%之间；Ⅲ类井采收率提高值小于3%。

表1　北东块试验区中心井组流度比及注采比情况

图1　Ⅰ类井含水率变化曲线(5口)

图2　Ⅱ类井含水率变化曲线(7口)

图3　Ⅲ类井含水率变化曲线(4口)

Ⅰ类井流度控制和注采比合理。从沉积相带图上看，主产层位于河道边部，一次聚驱时注采连通较差，采出井周围存在剩余油富集区。Ⅰ类井含水变化情况见图1，Ⅰ类井含水变化曲线呈“V”字形，含水率前期随注入孔隙体积的增加而逐渐降低；当含水率下降到最低点时，随着注入孔隙体积的增加又缓慢上升。当注入孔隙体积为0.2PV时，含水率下降幅度最大，达到10.2个百分点，最大增油倍数达到6.6。

Ⅱ类井流度控制和注采比合理。从沉积相带图上看，主产层位于大面积河道，一次聚驱注采完善，剩余油相对较少。Ⅱ类井含水率变化情况见图2，Ⅱ类井含水率变化曲线呈“大波浪”形，整体上含水率变化幅度不大。含水率最大下降幅度达到4.6个百分点，最大增油倍数达到2.7。

Ⅲ类井流度控制不合理、注采不均衡。Ⅲ类井含水率变化情况见图3，Ⅲ类井含水率变化曲线呈“小波浪”形，整体上含水率变化幅度非常小，含水率趋于稳定。含水率最大下降幅度只有2.0个百分点，最大增油倍数只有0.6。

综合以上分析可以看出，合理的流度控制和注采关系的平衡能够有效地动用剩余油，是聚驱后取得好效果的重要条件[3]。

4　经济评价

截至2015年8月，北东块小井距高浓度聚驱后试验区中心区增油4.85×104t，阶段提高采收率6.2个百分点；目前含水率96.8%，按年含水率上升1.0个百分点预测，含水率达98.5%时可提高采收率8.05个百分点。为了更好地对北东块聚驱后小井距高浓度聚驱试验区进行经济评价，引入了内部收益率(IRR)和投资回收期(Pt)这两项经济评价指标[4]。经过计算，北东块聚驱后小井距高浓度聚驱内部收益率为13.7%，其盈利能力已满足最低要求,在经济上是可行的；投资回收期只有3.91年，而行业的基准投资回收期通过计算为5.68年，投资回收期小于行业的基准投资回收期。

5　结论

1)井网加密是聚驱后取得较好开发效果的前提。井网加密形成小五点井网与利用其他井网转成反九点井网(井网不加密)相比较能多提高采收率1.56个百分点。

2)合理的流度控制与注采平衡是聚驱后取得好效果的重要条件。北东块试验区共有16个中心井组，其中流度比和注采比合理的12个中心井组，见到了较好的开发效果，平均单井含水率下降9.5%，最高增油倍数5.3。

3)北东块试验区聚驱后小井距高浓度聚驱试验区的内部收益率13.7%，投资回收期3.91年，小井距高浓度聚驱能够获得较好的经济效益 。

[1]李洁.大庆油田葡Ⅰ组聚驱后剩余油分布规律研究[D].北京:北京大学，2003.

[2]韩培慧，赵群，穆爽书，等.聚合物驱后进一步提高采收率途径的研究[J].大庆石油地质与开发，2006，25(5)：81～84.

[3] 于洪文.大庆油田北部地区剩余油分布研究[J].石油学报，1993，14(1)：72～80.

[4] 张继成，李朦，穆文志，等.聚合物驱后宏观和微观剩余油分布规律[J].齐齐哈尔大学学报，2008，24(1)：31～35.

[5] 杨二龙，宋考平，张勇，等.应用改进的POLYMER软件研究聚合物驱后剩余油分布[J].石油钻采工艺，2006，28(5)：38～41.

[编辑]黄鹂

2016-02-23

胡良峰(1986-)，男，助理工程师，从事聚驱后进一步提高采收率工作,hlf86611@126.com。

TE34

A

1673-1409(2016)14-0059-04

[引著格式]胡良峰.小井距高浓度聚驱后现场试验效果评价研究[J].长江大学学报(自科版),2016,13(14):59～62.