大庆油田萨北开发区过渡带交替注聚的实践与认识

2016-12-16王艳婷大庆油田有限责任公司第三采油厂

石油石化节能 2016年6期

王艳婷　（大庆油田有限责任公司第三采油厂）

王艳婷（大庆油田有限责任公司第三采油厂）

萨北开发区北过一条带西区一类油层纵向非均质性强、水驱控制程度高、开采时间长，使得该区块投注聚后高含水井数比例大，厚油层底部低效无效循环严重，中、低渗透油层动用差，聚驱效率低。聚驱提效率试验研究成果表明，对非均质油层依次交替注入不同黏度的聚合物段塞，能够实现高、中、低渗透层聚合物段塞尽可能同步运移，改善非均质油层驱油效果；在进一步提高采收率的同时，降低聚合物用量，达到控水挖潜、节能降耗的目的。2013年该区块实施交替注聚，累积节约干粉110 t，累积增油0.25×104t，有效控制了低效无效注采,取得了较好的节能效果。

油田开发区；过渡带；单一段塞；交替注聚；提高采收率

聚合物驱油作为一种常规的提高采收率技术已经成为大庆油田可持续发展的重要措施。现场实践表明，影响聚合物驱油效果的不仅仅是注聚参数，还包括注入方式、油层条件等[1]。对于非均质性较强的油层，单一段塞注入方式驱替液易在高渗层发生突进，剖面发生返转，而中、低渗透层仍有大量剩余油未动用，一部分高浓度聚驱区块甚至出现部分井注入困难、聚合物用量过大的问题，造成一定程度的资源浪费，对油田开发提效率、提效益极其不利；因此，需要开展优化聚合物驱注入方式的研究。对非均质油层依次交替注入不同黏度的聚合物段塞，使高、中、低渗透层驱替液流度差异减小，能够实现高、中、低渗透层聚合物段塞尽可能同步运移，改善非均质油层驱油效果；在进一步提高采收率的同时，降低聚合物用量，达到控水挖潜、节能降耗的目的。自2000年起，大庆喇萨杏油田纯油区先后开展交替注聚室内及现场试验，取得较好效果。萨北开发区于2010年开始在北三西东南块二类油层开展交替注聚试验，取得了比较好的控水挖潜效果，获纯经济效益3899.90×104元。为了实现高、中、低渗透层聚合物段塞同步运移，降低用量实现节能降耗，2013年在北过一条带西区开展了交替注聚。

1　交替注聚驱油机理

不同渗透率油层中残余油的受力和变形主要受压力梯度、驱油剂的黏度及弹性的影响。笼统注入方式，注入段塞较大，不利于流度控制。注入高渗透层的高浓度聚合物由于地层剪切和地层水的稀释，封堵效果会随时间逐渐降低，当注入低浓度聚合物副段塞时，一方面由于高渗透层很容易突破，低浓度聚合物将从高渗透孔道窜流；另一方面由于高浓度聚合物注入时间过长，中、低度渗孔道很容易被堵塞，使低浓度聚合物很难进入，动用程度低。与笼统注入相比，采用交替注入方式可以很好地控制流度，利用不同驱油剂驱油时会使不同的残余油受力和变形，各渗透层各取所需，从而改善大孔道吸液过量，小孔道吸液不足的现象。采用交替注入方式时驱油剂对中、低渗透层残余油的作用力和变形增大，能够起到较好的驱替作用，对中、低渗透层的动用情况起到了良好的改善作用，从而扩大了波及体积；另外，在总压力梯度变化不大的情况下，交替注入可使油层内形成“压力波段”，有利于改变微观流线和微观力，提高驱油效率[2]。

2　交替注聚现场实施情况

2.1区块概况

北部过渡带一条带西区开采目的层为葡Ⅰ组一类油层，油层温度49℃左右，地下原油黏度14.1 mPa·s，地层水矿化度6475 mg/L。区块于2011年11月投产，2013年1月注聚，采用五点法面积井网，共布油水井251口。目前注入井开井120口，平均注入压力13.9 MPa，日实注6911 m3；采油井126口，开井124口，日产液6656 t，日产油421 t，综合含水93.67%。区块地层压力12.78 MPa，总压差0.72 MPa。

2.2油层非均质性

北部过渡带一条带西区葡一组油层各沉积单元沉积类型不同，纵向上非均质性强，各沉积单元非均质程度存在一定差异。首先各沉积单元之间发育厚度差异较大。葡一组沉积单元平均有效厚度2.2 m，其中，葡I3沉积单元有效厚度最大为3.5 m，葡I1、葡I7沉积单元有效厚度较低为1.6 m，最大有效厚度与最小有效厚度相差1.9 m（表1）。从目的层河道砂钻遇率上看，葡I3单元发育最好，河道砂钻遇率达到89.7%，葡I7单元发育最差，河道砂钻遇率仅为52.9%，纵向非均质性较强；其次各沉积单元之间渗透率差异较大。从各沉积单元渗透率和有效厚度分布特征看，全区平均有效渗透率637 mD，其中，葡I2、葡I3沉积单元渗透率最高，有效渗透率在700 mD左右，葡I5+6沉积单元渗透率较低，有效渗透率为479 mD，最高渗透率与最低渗透率相差200 mD以上。聚合物段塞容易被破坏而损失黏度；同时交替频率过高，地层启动压力将耗损较大能量。按照这个思路，北过一条带西区选取中渗透油层发育厚度处于区块平均水平的65口注入井实施交替注聚，最大限度地提高油层动用状况。65口注入井，平均射开砂岩厚度17.8 m，有效厚度14.4 m，有效渗透率669 mD，有效厚度处于区块平均水平；有效渗透率在300～800 mD间的中渗透层厚度比例为43.6%。按照年注入速度不低于孔隙体积的0.22倍、聚合物的质量浓度1600 mg/L（黏度70 mPa·s）和1100 mg/ L（黏度45 mPa·s）交替，利用数值模拟对2高2低（高浓度聚合物段塞注入2个月，低浓度聚合物段塞注入2个月）、3高2低、2高3低、2高4低和常规注入5种注入方式进行评价（图1）。

图1　交替段塞理论数模阶段预测指标对比曲线

表1　北部过渡带一条带西区葡一组油层各沉积单元钻遇状况（统计井数363口）

2.3交替注聚方案的优化

东北石油大学室内驱油实验表明：按聚合物浓度从高到低的方式进行注入可以起到逐级调剖的作用，不断扩大波及体积，提高采收率；因此，在聚合物总量相同的情况下，梯次降浓段塞组合的聚驱采收率要高于梯次提浓段塞组合的聚驱采收率。合理的交替段塞大小可以很好地控制流度，更好地扩大波及体积，还不会因为交替段塞过小而导致前后

由图1可知，常规和2高4低的注入方式采出程度较低，2高3低、2高2低和3高2低的注入方式采出程度较为接近；但考虑2高3低的注入方式聚驱效率最高，最终选取2高3低段塞交替注入方式，遵循先高浓低速低压、后降浓提速升压的思路。首先根据薄差油层启动压力，先采取较低的注入速度低压注入高浓度聚合物，封堵高渗透层，起到“调”的作用；然后根据压力上升到差层启动压力，恢复正常注入速度，降低浓度注入，提高差层动用程度，起到“驱”的作用。结合试验区压力水平，根据产量和综合含水，按阶段注采平衡的原则测算，确定北过一条带西区一个交替周期内总注入量约为57.75×104m3，年注入速度不低于孔隙体积的0.20倍。根据单井储层发育状况，应用聚合物分子量、质量浓度与不同渗透率油层匹配关系图版，个性化设计单井交替注聚方案。高浓度段塞单井设计注入浓度1300～1800 mg/L，年注入速度为孔隙体积的0.20倍，平均质量浓度为1600 mg/L，黏度70 mPa.s；低浓度段塞单井设计注入质量浓度800～1250 mg/L，年注入速度为孔隙体积的0.22倍，平均质量浓度为1100 mg/L，黏度45 mPa.s。交替周期5个月，先注2个月高浓度段塞，再注3个月低浓度段塞，在交替注聚过程中，根据井组的动态变化特点及时进行跟踪调整。

2.4方案实施情况

北过一条带西区交替注聚于2013年8月25日开始实施，2014年1月25日结束。65口注入井实施前日配注3965 m3,注入压力12.2 MPa，注入质量浓度1235 mg/L，吸入指数5.0 m3/（d·MPa）。高浓度段塞阶段注入周期2个月，年注入速度为孔隙体积的0.20倍，日配注3855 m3,结束后注入压力上升到12.9 MPa，注入质量浓度1430 mg/L，黏度69.5 mPa·s，吸入指数4.6 m3/（d·MPa）；低浓度段塞注入周期3个月，由于注入压力上升较快，年注入速度仍为孔隙体积的0.20倍，日配注3890 m3,结束后注入压力上升到13.3 MPa，注入质量浓度1144 mg/ L，吸入指数4.5 m3/（d·MPa），黏度53.8 mPa·s，与交替注聚前相比日注水分别减少110 m3和75 m3。

2.4.1试验效果

1）节约注水量，节能效果明显。交替注聚实施5个月，总注水量为57.75×104m3，累积少注水1.725×104m3，低浓度段塞注入质量浓度1144 mg/ L，较区块其他井区低175 mg/L，少注聚合物干粉110 t。

2）注入剖面得到改善，油层动用程度提高的同时各类油层动用差异减小。交替注聚后试验区吸入厚度比例由66.4%上升到注聚后的72.5%，其中中、低渗透油层动用程度得到明显改善，渗透率小于300 mD的低渗透层吸入厚度比例由45.3%上升到56.6%，相对吸入量增加3.9百分点；渗透率在300～500 mD的中渗透层吸入厚度比例由57.7%上升到71.9%（表2）。渗透率小于500 mD的中、低渗透层与渗透率大于800 mD的高渗透油层吸入厚度比例差异由35.8%下降到22%，相对吸入量差异由48.8%下降到34.7%。