二类油层聚驱注入相对分子质量匹配关系研究

2019-11-18白璐

石油化工高等学校学报 2019年5期

白璐

（大庆油田有限责任公司第一采油厂地质大队，黑龙江大庆163000）

萨中开发区二类油层的主要特点是三角洲分流平原沉积和三角洲内前缘沉积，以及少部分外前缘沉积。该区块的二类油层无论在纵向上还是在平面上，此沉积环境变化都比较大，与以泛滥平原河流相沉积为主的主力油层相比，总体上呈现河道砂发育规模小、小层数多、单层厚度薄、渗透率变低、平面及纵向非均质严重的特点[1]。由于河道砂规模变小及表外层和尖灭区的发育，连通性很差，平面非均质严重。该油层的注入聚合物对象标准为有效厚度大于1.0 m，渗透率大于100 mD[2]。在开发实践中，由于油层发育在平面、纵向上非均质程度严重，为完善井网注采关系，射开对象渗透率分布范围比较宽。邱长波等[3-4]研究了两个注聚区块水驱井网调整后的开采特征，分析并研究了影响油层动用程度的问题及其各种因素。贾宝龙等[5-7]针对目标区块在注水开发过程中的主要矛盾，应用油藏数值模拟进行了加密调整，并确定了二类油层聚驱措施时机及选井选层方法。林立[8]编制了多套目标区块二类油层的聚驱方案，针对有关注采关系的问题，通过明晰分单元驱替方式，对两驱注采关系的射孔原则的优化进行了总结。吴蔚[9]表示了不同渗透率分级下的井网对油层的聚驱控制程度。林立等[10]分析并研究了二类油层聚驱有关问题，明确了注采关系。李文博[11]根据不同油层的性质及剩余油的分布情况，选择了合理的聚驱注入优化参数。刁萌等[12-18]对二类油层不同聚合物驱油的主要参数进行了优化，使聚合物利用量减少，切实提高了聚合物采收率，有利于驱油效果的改善。

1 问题的提出

在平面上，单一相对分子量聚合物驱的适应能力在不同的井中是弱势[19-20]。对中新201站试验区采出井的砂体进行研究，并根据连通类型进行分类。图1为不同井间砂体连通类型的含水率变化特征。从图1可以看出，在油层满足注入相同聚合物的条件下，不同砂体连通类型井的含水率变化特征差异较大，井间非河道连通井的见效特征不是很明显，含水率下降幅度较小，而河道砂单向连通（一、二向）、多向连通（三、四向）的比例不同，含水率下降程度不同、下降速度不同、低含水率稳定期也不同。河道砂单向连通井的含水率下降程度与多向连通井的含水率下降程度相比低20%左右。因此，根据现场实验及图1可得，多向连通比例越大，低含水率稳定期越长。

图1 不同井间砂体连通类型含水率变化特征Fig.1 Characteristics of water-bearing changes in the type of sand bodies between different wells

1.1 复杂井网

中区西部的基础井网于1960年正式投入开发，主力油层主要开采萨葡油层，层系分别为萨、葡两套，这两个层系皆采用行列切割式注水井网。但在1985年后，萨葡油层水驱又采取了两次相应的技术措施，即一次加密调整和二次加密调整。1999年葡一组开始了聚合物驱，葡一组聚驱井网油井、水井共有135口。截止2011年9月，中区西部的油层全部转为二类油层。

中区西部二类油层于2009年开始投产，油井、水井共有588口。同时萨葡三类油层“两三结合”开始投产，油井、水井共有682口。到2012年3月为止，萨葡油层分为五套层系井网开采，即基础井网、一次加密调整井网、二次加密调整井网、萨葡二类油层聚驱井网、萨葡三类油层“两三结合”井网。截止2012年3月，中区西部萨葡油层聚水驱的井网中，油井、水井共有1 441口，井距250、300 m，中区西部井网关系如图2所示。

图2 中区西部井网关系Fig.2 Central area well network diagram

分析图2可知，该区块存在的问题有：

（1）萨葡三类油层水驱开发井段较长，已经达到了180 m。

（2）萨葡三类油层的井距偏小为106 m。

（3）葡一组井网被二类油层和三次采油井网利用。

中区西部二类加密井和三次加密井又同时开采萨Ⅱ10-萨Ⅲ10层位，井网叠加较复杂，密度较大。自中区西部二类油层注入聚合物开始，开发效果并不是很理想。如果不算水驱开发的效果，提高采收率仅仅达到了5.5%。对室内实验结果进行分析和研究可知，开发效果并不理想的主要原因在于水聚干扰。采用灰色关联法计算水驱干扰的主控因素。

（1）相关度计算公式。差值的绝对值记为：

关联系数：

1.2 提高相对分子量与注入参数匹配程度

根据室内实验的结果，不同的相对分子量在二类油层中的通过程度为：渗透率在300 mD以下油层适合中相对分子量及普通聚合物质量浓度注入；渗透率在500～700 mD的油层适合注入2 500万及以下的相对分子量，若采用高相对分子量，应该采用普通聚合物质量浓度；渗透率在900 mD以上油层较适合高相对分子量及高聚合物质量浓度注入；渗透率在500 mD以上油层皆可注入中、高相对分子量及中、高聚合物质量浓度；3 500万相对分子量注入困难。

以上结论表明，渗透率大于500 mD的油层适合注入中、高相对分子量。现场浓黏曲线也体现在二类油层中，若达到理想黏度体系，可使用不同相对分子量进行注入（见图3），此实验在现场进行。

图3 不同相对分子量的浓黏关系Fig.3 Relationship between mass concentration and viscosity of different relative molecular weights

由图3可知，聚合物质量浓度和黏度呈正比例关系。随着聚合物质量浓度的增加，黏度也随之增加，相对分子量在2 500万与1 200～1 600万相对分子量体系对比时，2 500万相对分子量体系在聚合物质量浓度增加时，黏度增大的程度较大。而1 200～1 600万相对分子量体系随着聚合物质量浓度增加，黏度上升的幅度最小。图4为大庆清配清稀条件下相对分子量、聚合物质量浓度与渗透率关系。

图4 相对分子量、聚合物质量浓度与渗透率关系Fig.4 The relationship between molecular weight,concentration and permeability

图4表明，相对分子量和渗透率呈正比例关系。随着相对分子量的增加，渗透率也随之增加。聚合物质量浓度为1 000 mg/L时，随着相对分子量的增加，渗透率增大的程度较大；而聚合物质量浓度为3 000 mg/L时，随着相对分子量增加，渗透率上升的幅度最小。

对总采收率贡献分析，用低黏度的聚合物进行驱替时，低注低采提高采收率的贡献最大；当用高黏度的聚合物进行驱替时，高注高采和高注低采（高渗层注→低渗层采）对提高采收率的贡献较大。两种不同的相对分子量匹配质量浓度注入发现，在注入初期时，采取中分定浓段塞式井组的注入效果要好于高相对分子量的井组的注入效果。

2 聚驱相对分子量及注入参数匹配关系

2.1 中相对分子量不同质量浓度匹配注入的有效厚度

在研究区块中，渗透率大于500 mD的注入井共有186口，占全区比例的63.5%。其中注入中分的注入井占全区比例的66.1%，依据不同的参数匹配注入井组提高采收率分析，二类油层有效厚度小于10 m，更适用于中相对分子量不同浓度匹配注入，注入中分井组比高分井组高3.2%。

根据区块特有特性及水聚干扰等影响，为提升井组的注入压力，对不同的井组采取了中、高相对分子量的不同注入。依据室内实验模板，在相同黏度下，对不同相对分子量、渗透率、聚合物质量浓度、黏度等参数相关联设置井组注入参数。选取相同渗透率下中、高相对分子量注入的5对井组作为研究对象进行对比分析。

（1）对比连续的中分井组与高分井组吸水剖面，注中分的井组的平均动用程度占全区比例的77.6%，而高分井组的平均动用程度占全区比例的69.8%，从整体的动用状况看，中分井组要高于高分井组，并且中分井组的薄差层均得到很好的动用。

（2）中分井组与高分井组相比注入压力上升幅度相差不大。中分井组的注入压力在注聚前为5.6 MPa，在注聚前后上升到了压力水平较高的10.1 MPa；高分井组的注入压力在注聚前为5.7 MPa，在注聚前后上升到了压力水平较高的9.7 MPa；中分井组的压力与高分井组相比仅高了0.3 MPa，表明注入中分对二类油层适应性更强。

（3）中分井组增油倍数高，单位厚度增油和吨聚增油量高。中分井组单井最大增油量815 t，与高分井组相比，是高分井组的2.4倍，单井阶段累增油与高分井组相比多7 489 t。

由于中分井组见效时间晚，在注聚初期的吨聚增油、单位厚度增油较高分井组小；但在见效高峰期，中分井组吨聚增油持续上升，最大吨聚增油可达到34.4 t/t；而且在相同PV数下吨聚增油与高分井组相比提高了5.4 t/t，与单位厚度增油相比提高了167 t/m。可见，中分井组的单位厚度增油与吨聚增油量自见效高峰期后要远好于高分井组。

（4）中分井组提高采收率比高分井组高11.8%。中分井组阶段采出程度占全区比例的33.7%，高分井组采出程度占全区比例的21.1%，并且中分井组阶段提高采收率占全区比例已达到28.8%，高分井组阶段提高采收率占全区比例的17.0%，中分井组比常规聚合物质量浓度的井组提高采收率高了11.8%。

因此，二类油层以其特有的沉积形态和层间矛盾，更适合于注入1 200～1 600万相对分子量的聚合物，在背景条件相近的情况下，中分井组更适合动用薄差油层，对薄差油层的驱替效果更好。