通过扩大波及体积提高聚驱采收率

2019-07-12姚洪田

石油工业技术监督 2019年6期

姚洪田

中国石油大庆油田有限责任公司第五采油厂（黑龙江大庆 163510）

杏南油田从1999年以来陆续开展了3个聚合物现场试验和5个工业化推广区块 (以下简称工业区)，通过缩小井距、细分层系等措施，从老试验区的5.1%到小井距区的9.6%再到抗盐试验区的10.0%，提高采收率比例逐渐提高。研究表明［1-3］，扩大波及体积有助于进一步提高聚驱采收率。而波及体积与聚合物注入参数、薄差层吸液情况、改注时机、深调剖效果等参数关系密切［2-8］。为实现杏南油田新增N13聚驱区块的开发效果，采收率不低于老试验区和小井距区，达到或超过抗盐试验区的既定开发目标，有必要对其扩大波及体积技术研究，以期在聚驱结束时获得更佳的开发效益。

1 N13聚驱工业区概况

1.1 地质特征

N13聚区处于N开发区纯油区内，覆盖面积6.79 km2。储层位于中生界白垩系下统姚家～青山口组中，包含SⅡ和PⅠ组等多个储层。其中PI3层内含丰富分流平原相河道砂，是聚驱的主要目的层。PI3层基本参数为：平均单井发育砂岩13.82 m，射开及有效厚度分别为10.57 m和8.27 m,目的层地质储量 634.38×104t，地下孔隙体积 1 263.11×104m3。

1.2 油层动用状况

取心井资料显示，PI3层总水洗比例为73.5%。其中：强水洗46.5%,驱油效率69.7%；中水洗27.0%,驱油效率42.5%；未水洗26.5%。受层内非均质和厚油层内部物性夹层影响，仍有低水洗的厚层。

1.3 开发现状

截至2019年1月，N13聚驱工业区累计注入聚合物 919.78×104m3，注入孔隙体积 0.73 PV（PV 为孔隙体积），累计注入浓度1 292 mg/L，聚合物用量944.1 mg/L·PV。聚驱井累计采出程度达到51.66%，增油 50.50×104t。

2 扩大波及体积措施分析

2.1 注入井高浓低速注聚阶段合理参数分析

根据储层有效厚度、渗透率情况和薄差层占比，将井分成4类，分别为优、良、中、差（表1）。

表1 注入井分级分类表

按照表 1区分井组，A、B、C、D 4类井组数分别为33口、29口、23口、18口；有效厚度分别为12.1 m、8.2 m、5.7 m、4.1 m；其渗透率分别为 0.302 μm2、0.267 μm2、0.208 μm2和 0.169 μm2。

N13聚驱工业区按照“先调后驱”的思路，注聚初期采用高浓低速段塞，地层憋压至差层启动压力，降浓提速，保证差层的有效动用。根据不同井距下压力上升空间与浓度情况，确定注聚初期平均注入1 750 mg/L左右。实施中，根据单井的渗透率和注入压力设计5个级别注入浓度，详见表2。

表2 浓度分级表

1）A类井注聚初期浓度宜采用1 800～2 100 mg/L。采用1 500 mg/L浓度注入，1年后压力上升幅度、视吸液指数降幅分别为2.4 MPa和22.7%，低于全区平均值3.2 MPa和32%，此时，憋压效果差。同时，采用2 500 mg/L浓度注入，压力上升和视吸液指数降幅均明显高于全区平均值，此时剖面反转较早，不利于区块整体调整［3-4］。而采用1 800 mg/L和2 100 mg/L浓度，压力上升幅度、视吸液指数下降幅度较合理，吸液厚度比例不断上升，剖面效果不断变好。因此认为A类井注聚初期适合采用1 800～2 100 mg/L的注入浓度。

2）B类井注聚初期宜采用1 500～1 800 mg/L。与A类井相似，采用1 200 mg/L浓度注入，1年后其平均注入压力涨幅和视吸液指数降幅均较低，效果较差。采用2 100 mg/L浓度，注压和吸液指数涨降明显，剖面反转过早。而采用1 500 mg/L和1 800 mg/L浓度，注入压力涨幅、视吸液指数降幅较合理，剖面改善较好。因此认为B类井注聚初期适合采用1 500～1 800 mg/L的注入浓度。

3）C类井注聚初期浓度宜采用 1 200～1 500 mg/L。采用浓度为1 800 mg/L和2 100 mg/L，注入压力和视吸液指数变化过快，剖面反转过快。而采用浓度为1 200 mg/L和1 500 mg/L注入，注压涨幅、视吸液指数降幅较合理，剖面改善较好，与油层的匹配性较好。因此认为C类井适合采1 200～1 500 mg/L的注入浓度。

4）D类井注聚初期浓度宜采用1 200 mg/L及以下。注聚初期注入浓度为1 200 mg/L，注压涨幅略高于全区平均、视吸液指数降幅略高于全区，剖面得到一定程度的改善，此时效果较好。而注入浓度大于1 200 mg/L，剖面反转过快。D类井注聚初期适合1 200 mg/L及以下浓度。

2.2 降浓提速做法

区块以注水时指示曲线的拐点压力为依据，确定全区降浓提速的压力界限为8.0 MPa；以高渗透层的厚度比例为依据，确定注聚量为120 mg/L·PV（图 1～图 2）。

实际生产中，区块注入压力为8.4 MPa、注聚量为137 mg/L·PV时开始实施降浓提速。根据情况，对76口井分3批降浓提速。采取措施后，注入浓度下降367 mg/L、日注入量提高775 m3。降浓提速整体上取得了较好的效果（表3）。

图1 注入井指示曲线

图2 油层渗透率分布图

如图3所示，从分批井来看，3批井措施前后吸液厚度比例和薄差层相对吸液量分别提高了6.4%、12.2%、3.6%和3.6%、11.6%、6.9%，二者均表现为先升后降趋势。

表3 分批降浓提速井统计表

图3 调整前后吸液厚度与薄差层相对吸液量变化趋势图

2.3 完善改注做法

N13聚驱工业区在注入0.52 PV、注聚量800.4 mg/L·PV时开始改注700万中分抗盐聚合物，改注时根据单井压力升高空间，优化设计了聚合物注入浓度［5-7］。①对压力升高空间低于0.5 MPa的井降浓降黏；②压力升高空间为0.5～1.0 MPa的井保持改注前黏度；③压力升高空间为1.0～2.0 MPa的井保持改注前浓度；④压力升高空间≥2.0 MPa的井提浓提速。

改注前后对比，注入浓度下降了85 mg/L，注入黏度提高了4.1 mPa·s，每口井日增注3 m3，改注整体上取得了较好的效果。这是因为，注聚中后期以动用薄差油层为主，700万中分抗盐聚合物与其匹配性更好，因此改注后取得了较好的效果，详见表4。

措施后注入压力下降了0.4 MPa、视吸液指数提高了0.03 m3/(d·m·MPa)；注入剖面测试结果显示层数动用比例提高了5.7%、有效厚度动用比例提高了6.3%。如图4所示，改注后各类井注入压力均有所下降，吸水剖面得到改善。从有效厚度吸液比例和薄差层相对吸液量上看，C、D类明显好于A、B类。

表4 N13聚驱工业区改注单井注入参数设计表

图4 N13聚驱工业区分类井改注前后对比图

2.4 完善深度调剖方法

2.4.1 制定技术规范

在注聚过程中，对于部分A、B类井，通过注入高分子高浓度聚合物仍无法对高渗透层进行有效的封堵。而采取深度调剖可及时封堵高渗透层，提高油层动用状况［8-14］。在调剖的过程中，通过分析与总结，逐渐形成了深度调剖的技术规范（表5）：①注聚前水驱阶段对特高渗透带封堵；②含水下降阶段采取调整剖面均衡压力措施；③含水低值阶段采取控制见聚浓度突破措施。

2.4.2 优化段塞设计

根据不同注聚阶段的注入压力水平、注入浓度及连通采出井的开采状况，优化设计调剖段塞，详见表6。

N13工业区深度调剖27口井，其中注聚前水驱阶段阶段8口，含水下降阶段12口，含水回升阶段7口。由表7数据可以看出，从调剖层位视吸水指数降幅、吸液厚度提高幅度、连通采出井最大含水下降值、单井累计增油效果来看，注聚前水驱阶段期深调效果最好，含水下降期次之，含水回升期较差。