大庆油田西区二类油层三元复合驱方法

刘　冰

( 大庆油田有限责任公司 第一采油厂，黑龙江 大庆　163111 )



大庆油田西区二类油层三元复合驱方法

刘冰

( 大庆油田有限责任公司 第一采油厂，黑龙江 大庆163111 )

大庆油田西区二类油层平面、纵向非均质性强，井组油层条件差异大，采用一类油层均一化各种参数和调整方法难以满足二类油层三元复合驱的要求，致使二类油层三元复合驱效果差。首先通过实验建立大庆油田西区二类油层三元复合体系浓黏曲线、质量浓度与渗透率匹配关系模板；然后结合区块渗透率分布、三元复合驱控制程度及已注三元复合驱区块经验，确定全区基本注入参数。通过精细油层地质解剖、单井量化井组分类和数值模拟，个性化设计大庆油田西区二类油层注入参数，提出适合西区二类油层不同类型井组的注入参数优化设计方法，优化全区及单井注入方案。结果表明：单井注入聚合物质量浓度为1.35～1.95 g/L，前置聚合物段塞为0.040 PV，主段塞(P+0.30% S+1.20% A)(质量分数)为0.350 PV，副段塞(P+0.15% S+1.00% A)(质量分数)为0.150 PV，后续聚合物保护段塞为0.250 PV时，储层动用程度达到79.5%。相对于西区二类油层笼统三元复合驱注入聚合物，含水率下降3.76%，提高采收率1.70%。该方法可为其他类似区块的三元复合驱开发提供指导。

二类油层； 三元复合驱； 方案优化； 井组分类； 大庆油田

0　引言

三元复合驱是指在注入水中加入碱(A)、低浓度表面活性剂(S)和聚合物(P)的复合体系驱油的一种提高原油采收率方法[1]。国外复合驱技术早期主要采用表面活性剂胶束—聚合物驱，成本高，并且国外油田大多为海上碳酸盐岩高温油藏[2-3]。我国采用低浓度复合驱体系，利用碱、表面活性剂的协同作用，降低油水界面张力达到超低数量级，同时采用抗盐聚合物使污水配制驱替液黏度达到要求，进而产生提高驱油效率和扩大波及体积双重作用[4]。胜利油田和新疆油田进行三元复合驱现场先导性试验，采收率提高20%以上[4]。

大庆油田已开展6个三元复合驱先导性矿场试验，取得较好的增油降水效果，试验区中心井比水驱时提高采收率20%以上[5-7]。大庆油田主力油层大部分被聚合物驱动用，三元复合驱的可应用空间主要集中于剩余地质储量相对较大的二类油层。随着大庆油田主力油层聚合物驱产量逐年下降，需要在二类油层开展三元复合驱以实现产量的接替[8-10]。自2012年开展工业化二类油层三元复合驱示范区以来，由于二类油层平面、纵向非均质性强，井组油层条件差异大，均一化设计注入方案难以满足不同井、不同层的开发需要，实施过程中单井注入参数个性调整难度大、开发效果井间差异大[11-14]。

大庆油田西区的三次采油开采对象为二类油层，采用石油磺酸盐表面活性剂的弱碱三元复合体系作为三次采油驱替剂。为提高二类油层三元复合驱开发效果，开展二类油层复合驱注入方式优化研究，提出一种更适合于二类油层的复合驱注入方式，以最大限度地发挥二类油层的作用，提高大庆油田三元复合驱效果。

1　实验

1.1设备

实验材料：聚合物为大庆油田炼化公司生产的聚丙烯酰胺，其相对分子质量分别为1 200万、1 600万、1 900万、2 500万，有效质量分数为90%，其中将相对分子质量1 200万～1 600万的聚合物称为中分体系，将相对分子质量1 600万～1 900万的聚合物称为高分体系，将相对分子质量2 500万的聚合物称为超高分体系；表面活性剂为烷基苯石油磺酸盐，大庆炼化公司生产，固含量为40%(质量分数)；碱为Na2CO3，现场用工业碱, 唐山三友化工股份有限公司生产；污水为西区下返区块所属西六注现场污水，矿化度为5.21 g/L;原油为大庆第一采油厂脱水原油，模拟油用航空煤油配制，在45 ℃温度条件下黏度为10 mPa·s。

实验仪器：Brookfield黏度计、FAI604s型电子天平、电动磁力搅拌器。

实验岩心：人造岩心尺寸为4.5 cm×4.5 cm×30.0 cm，渗透率分别为100×10-3、300×10-3、500×10-3、700×10-3、900×10-3μm2。

1.2实验方案及结果

1.2.1浓黏曲线

配制不同质量分数的P+0.10% S+1.00% A、P+0.30% S+1.20% A三元复合体系，改变聚合物质量浓度，测定体系的浓黏曲线(见图1)。在聚合物质量浓度从0.80 g/L增加到2.40 g/L过程中，高分体系和超高分体系聚合物黏度从20 mPa·s增加到80 mPa·s以上；中分体系聚合物黏度从20 mPa·s增加到35 mPa·s，黏度增加较缓。低碱低表面活性剂三元复合体系的黏度略高于高碱高表面活性剂三元复合体系的，因为碱和表面活性剂增大三元复合体系的矿化度，聚合物分子的舒展性受到一定限制，使得黏度偏低。

图1　二类油层三元复合体系质量浓度与黏度关系曲线Fig.1 Viscosity-concentration curve of ASP system

1.2.2匹配关系

对5种不同渗透率的人造岩心，分别注入3种相对分子质量的聚合物(1 200万、1 600万、2 500万)、4种不同质量浓度的聚合物体系(1.00、1.50、2.00、2.50 g/L)，研究聚合物相对分子质量、质量浓度与渗透率的匹配关系[15](见图2)。

图2　三元复合体系聚合物相对分子质量、质量浓度与油层渗透率匹配关系Fig.2 The matching graph of polymer molecular weight and reservoir permeability in ASP system

3种相对分子质量的聚合物未发生堵塞，其中，在渗透率100×10-3μm2以上时，1 200万相对分子质量聚合物的油层注入能力较好；在质量浓度大于2.50 g/L时，1 600万相对分子质量聚合物对渗透率小于300×10-3μm2的油层注入能力较差；在质量浓度大于2.50 g/L时，2 500万相对分子质量聚合物对渗透率小于500×10-3μm2的油层注入能力较差。以图2为依据，将西区二类油层按照井组量化分类标准进行精细划分，完成二类油层个性化分类的聚合物优选。

2　全区基本注入参数

2.1各阶段聚合物相对分子质量

根据三元复合驱4个注入阶段，采用前置聚合物段塞以调堵高渗透层为主，三元复合驱主、副段塞以降低界面张力、扩大波及体积、驱替中低渗透层为主的注入原则[16]。根据聚合物相对分子质量与油层匹配关系、区块渗透率分布、三元复合驱控制程度及已注三元复合驱区块经验，确定全区聚合物相对分子质量。

图3　聚合物相对分子质量与油层渗透率匹配关系Fig.3 Matching relationship between polymer molecular weight and permeability

岩心实验结果表明，聚合物相对分子质量与岩心渗透率呈明显正相关关系(见图3)。在三元复合体系和聚合物体系中，1 200万～1 600万相对分子质量聚合物对渗透率大于100×10-3μm2的油层可以通过；在三元复合体系中，1 600万～1 900万相对分子质量聚合物对渗透率大于130×10-3μm2的油层可以通过；在三元复合体系中，2 500万相对分子质量聚合物对渗透率大于180×10-3μm2的油层可以通过，在聚合物体系中，对渗透率大于220×10-3μm2的油层可以通过。总体上，相同相对分子质量聚合物在三元复合体系中更容易通过。

统计西区二类油层99口注入井不同渗透率分布，渗透率大于100×10-3μm2的注入井有效厚度比例为95.1%，渗透率大于130×10-3μm2的注入井有效厚度比例为92.5%，渗透率大于180×10-3μm2的注入井有效厚度比例为88.1%，三元复合驱主体相对分子质量选择高分体系和中分体系，射开油层90%以上的有效厚度是适合的(见表1)。

表1　西区二类油层区块注入井渗透率分级统计

西区二类油层区块前置聚合物段塞相对分子质量设计结果见表2。由表2可以看出，对应注入1 200万、1 600万、2 500万相对分子质量聚合物油层的三元复合驱控制程度分别为76.5%、73.0%、66.9%。以三元复合驱控制程度大于75%为技术界限，三元复合驱主体相对分子质量选择中分体系。

由于2 500万相对分子质量聚合物三元复合驱控制程度为66.9%、对渗透率大于300×10-3μm2的油层三元复合驱控制程度为50.9%，因此在前置聚合物段塞中，对油层发育好、渗透率高、三元复合驱控制程度高的注入井可以采用该种聚合物调堵高渗层。

西区二类油层三元复合驱区块前置聚合物段塞采用超高分体系和中分体系2种相对分子质量，三元复合驱主、副段塞聚合物相对分子质量确定为超高分体系、高分体系和中分体系3种相对分子质量。在实际注入过程中，根据单井动态变化对聚合物相对分子质量进行调整。

表2　西区二类油层区块前置聚合物段塞相对分子质量设计结果

2.2段塞碱、表面活性剂质量分数及注入孔隙体积倍数

采用CMG数值模拟软件建立三元复合驱实验方案，方案设计采用单因素分析法，即在基础方案上改变研究因素。基础方案中前置段塞注入孔隙体积倍数为0.040 PV，主段塞注入孔隙体积倍数为0.300 PV，碱质量分数为1.00%，表面活性剂质量分数为0.20%；副段塞注入孔隙体积倍数为0.150 PV，碱质量分数为0.80%，表面活性剂质量分数为0.15%。主段塞设置段塞注入孔隙体积倍数在0.100～0.600 PV之间变化，其他参数相对于基础方案不变；主段塞设置碱质量分数在0.4%～1.6%之间变化，其他参数相对于基础方案不变；主段塞设置表面活性剂质量分数在0.05%～0.40%之间变化，其他参数相对于基础方案不变。

数值模拟预测结果见图4。由图4可以看出，增大主段塞注入孔隙体积倍数时，驱油效果明显提高，在主段塞注入孔隙体积倍数0.350 PV前，采收率增加幅度较大；在主段塞注入孔隙体积倍数0.350 PV后，采收率增加幅度逐渐减慢。北二西、北三东三元复合驱示范区方案设计主段塞注入孔隙体积倍数为0.350 PV时驱油效果更好。因此，可以确定西区二类油层三元复合驱主段塞碱质量分数为1.20%(见图4(b))、表面活性剂质量分数为0.30%(见图4(c))，注入孔隙体积倍数为0.350 PV(见图4(a))；同理，确定西区二类油层三元复合驱副段塞碱质量分数为1.00%，表面活性剂质量分数为0.15%，副段塞注入孔隙体积倍数为0.150 PV。

图4　三元复合驱主段塞参数与驱油效果关系Fig.4 Relation graph of main slug parameter size and oil displacement effect

2.3注入速度

借鉴已注聚合物二类油层区块注采动态规律，根据最高注入压力设计注入速度[17]。西区二类油层区块上覆岩压为14.2 MPa，125 m井距在视吸水指数下降10%、30%、50%幅度条件下，注入速度为0.160～0.230 PV/a时，最高井口注入压力见表3。北一区断西西块强碱三元复合驱注入速度为0.190 PV/a，北二区西块弱碱三元复合驱注入速度为0.230 PV/a，为确保西区二类油层弱碱三元复合驱效果，方案设计注入速度为0.190～0.230 PV/a。

表3西区二类油层区块注入速度与最高井口注入压力关系

Table 3 The relationship table of the injection velocity and the maximum wellhead injection pressure of classⅡreservoir in west area

注入速度/(PV·a-1)平均单井日注量/(m3·d-1)单井注入强度/(m3·(d·m)-1)最高井口注入压力/MPa视吸水指数下降10%视吸水指数下降30%视吸水指数下降50%0.16061.04.34.45.67.80.17064.84.64.65.98.30.18068.64.84.96.38.80.19072.45.15.26.69.30.20076.25.45.47.09.80.21080.05.65.77.310.30.22083.85.96.07.710.80.23087.76.26.38.011.30.24091.56.46.58.411.80.25095.36.76.88.712.2

西区二类油层三元复合驱注入参数设计结果：总段塞注入孔隙体积倍数为0.790 PV，对于前置聚合物段塞，注入聚合物相对分子质量为超高分体系和中分体系，平均质量浓度为1.60 g/L，注入孔隙体积倍数为0.040 PV；对于三元复合驱主段塞，注入聚合物相对分子质量为1 900万和中分体系，碱质量分数为1.20%，表面活性剂质量分数为0.30%，注入孔隙体积倍数为0.350 PV；对于三元复合驱副段塞，注入聚合物相对分子质量为1 900万和中分体系，碱质量分数为1.00%，表面活性剂质量分数为0.15%，注入孔隙体积倍数为0.150 PV；对于后续聚合物保护段塞，注入聚合物相对分子质量为1 900万和中分体系，注入孔隙体积倍数为0.250 PV。

3　个性化设计井组前置聚合物注入参数

二类油层非均质性强，井间、层间、层内差异大，采用均一化设计注入方案，无法满足所有井、所有层的需要。根据区块单井有效厚度、河道砂层数和厚度、河道砂一类和多向连通厚度比例[18]及三元复合驱控制程度等指标，为最小尺度匹配层、最大限度满足井、最优方法设计站，建立西区二类油层井组量化分类标准(见表4)，将区块99个注入井组分为四类。

表4　西区二类油层三元复合驱注入井井组分类标准及结果

3.1前置聚合物相对分子质量

根据西区二类油层井组分类和不同类型井组油层渗透率分布，以主体渗透率为主要因素，选择西区二类油层前置聚合物段塞最佳相对分子质量。在西区99口注入井中，注入超高分体系聚合物的三元复合驱井74口，占74.7%；注入中分体系聚合物三元复合驱井25口，占25.3%(见表5)。在现场注入过程中，根据单井动态变化对单井注入聚合物相对分子质量进行调整。

表5　西区二类油层三元复合驱区块前置聚合物段塞相对分子质量设计结果

对北一区断西西块三元复合驱不同类型井个性化设计聚合物相对分子质量，注入压力平稳上升。西区二类油层前置聚合物段塞初步设计一、二、三类井注入聚合物相对分子质量为2 500万，四类井注入聚合物相对分子质量为1 200万～1 600万。

3.2前置聚合物质量浓度

为了实现注入体系与油层达到最佳匹配，按照平面上厚度碾平、纵向上渗透率加权方法，求得井组综合渗透率，根据四类井组综合渗透率、聚合物相对分子质量与渗透率匹配关系，进一步优化注入聚合物质量浓度参数。

根据实验和区块聚合物浓黏曲线，综合考虑井组分类、井组综合渗透率个性化设计前置聚合物段塞单井聚合物质量浓度，得到前置聚合物单井注入聚合物质量浓度设计结果(见表6)。以西区二类油层一类井为例，平均注入聚合物质量浓度为1.60 g/L，平均黏度为60 mPa·s，单井注入聚合物质量浓度为1.35～1.95 g/L。

表6　西区二类油层区块前置聚合物段塞单井注聚质量浓度设计结果

3.3前置聚合物注入孔隙体积倍数

根据油层发育状况，计算前置聚合物段塞调堵高渗透油层段塞大小[19]。西区二类油层区块有效厚度为14.7 m，多段多韵律厚度比例为78.2%，高水淹厚度比例为40.8%，中水淹厚度比例为44.1%。调剖厚度按照河道多段多韵律厚度、高渗透高水淹厚度计算，即调堵厚度为5.5 m，调堵半径为注采井距的1/3时，聚合物段塞注入孔隙体积倍数为0.040 PV(见表7)。

表7　西区二类油层三元复合驱前置聚合物段塞调堵高渗透层段塞计算结果

为验证前置聚合物段塞注入孔隙体积倍数是否合理，利用Petrel软件建立西区二类油层精细地质模型，采用CMG数值模拟软件设计三元复合驱模拟方案，计算前置聚合物段塞注入孔隙体积倍数对驱油效果的影响。以西区二类油层一类井为研究对象，三元复合驱数值模拟方案共为6组，前置聚合物段塞注入孔隙体积倍数从0.010 PV逐步增加至0.060 PV，主段塞注入孔隙体积倍数为0.350 PV，副段塞注入孔隙体积倍数为0.150 PV，保护段塞注入孔隙体积倍数为0.200 PV，随着前置聚合物段塞注入孔隙体积倍数增大，驱油效果也增大(见表8)。

表8　西区二类油层三元复合驱前置聚合物段塞注入孔隙体积倍数对驱油效果的影响

北二西、北三东西块弱碱三元复合驱示范区前置段塞分别为0.038、0.040 PV，相应采收率分别为19.28%、19.32%。同时，考虑西区二类油层发育特点，设计一类井前置聚合物段塞注入孔隙体积倍数为0.040 PV，聚合物相对分子质量为超高分体系和中分体系，平均聚合物质量浓度为1.60 g/L。

4　现场应用

西区二类油层区块注采井距为125 m，采用五点法面积井网。共有油水井230口，其中注入井99口、采油井131口。射开砂岩厚度为23.4 m，有效厚度为14.7 m，平均渗透率为553×10-3μm2。按照个性三元复合驱设计方法，分别进行二类油层一、二、三、四类井的三元复合驱参数设计。

西区二类油层三元复合驱注入孔隙体积倍数为0.166 PV，其中一、二、三、四类井分别为0.070、0.048、0.047、0.001 PV；聚合物用量为371.450 PV·mg/L，其中一、二、三、四类井分别为141.250、112.230、109.320、8.650 PV·mg/L。131口生产井中见效井为81口，见效比例为61.8%，单井日增油5.1 t，含水率下降10.7%，区块综合含水率为90.33%，比注入聚合物前下降6.51%。相对于西区二类油层笼统三元复合驱注入聚合物，含水率下降3.76%，提高采收率1.70%。

5　结论

(1)建立西区二类油层井组量化分类标准，将区块99个注入井组分为四类。其中一类井前置注聚段塞单井注入聚合物质量浓度为1.35～1.95 g/L，段塞注入孔隙体积倍数为0.040 PV；三元复合驱主段塞碱质量分数为1.20%，表面活性剂质量分数为0.30%，段塞注入孔隙体积倍数为0.350 PV；三元复合驱副段塞碱质量分数为1.00%，表面活性剂质量分数为0.15%，段塞注入孔隙体积倍数为0.150 PV；后续聚合物保护段塞注入孔隙体积倍数为0.250 PV。

(2)采用个性化井组设计方法，131口生产井中见效井为81口，见效比例为61.8%，单井日增油5.1 t，含水率下降10.7%，区块综合含水率为90.3%，比注入聚合物前下降6.51%。相对于西区二类油层笼统三元复合驱注入聚合物，含水率下降3.76%，提高采收率1.70%。

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2016-03-07；编辑：任志平

国家科技重大专项(2011ZX05052-002)

刘冰(1966-)，男，博士，高级工程师，主要从事油田开发方面的研究。

10.3969/j.issn.2095-4107.2016.04.013

TE344

A

2095-4107(2016)04-0106-08