强边水小断块油藏聚驱后期开发技术对策研究

2021-01-08张磊贾兰张道连

油气藏评价与开发 2020年6期

张磊，贾兰，张道连

（中国石化河南油田分公司采油一厂，河南南阳474780）

聚合物驱提高采收率技术在国内外发展已较为成熟。我国是聚合物驱技术应用规模最大的国家,形成了综合配套技术，并在现场应用中取得了良好的开发效果[1]，主要应用于大庆、胜利等油田。河南油田前期聚合物驱主要应用于含油面积大、地质储量大、井网相对较规则的Ⅰ、Ⅱ类储藏[2-3]，在边水能量较强、含油面积小的高黏度普通稠油油藏应用较少。因此，针对强边水能量油藏边部油井的见效率较低、内部不规则井网窜流严重、聚驱中后期油井堵塞严重等问题，展开了聚驱后期改善开发效果的技术研究，以期持续提高聚驱效果。

利用数值模拟方法，研究了不同注采参数下边部井组驱替效果及提高采收率幅度，重新界定强边水小断块油藏聚驱过程中边部井组合理注采比应高于普通存在边水的油藏。模拟不同注采方式，抑制不规则小井距井网聚窜的作用，明确关停窜流方向的油井是抑制单井点窜流的最佳方式，且聚窜方向油井停产3 a后，小尺度剩余油重新富集。根据矿场生产动态，探索不同聚驱阶段普通稠油油藏聚驱堵塞半径，提出相应的治理对策，实现改善开发效果的目的。

1 强边水小断块油藏地质特征及阶段聚驱效果

1.1 地质特征

核二段位于泌阳凹陷双河鼻状构造带上，油气聚集受①断层控制（图1），油藏类型主要为断层—构造油藏，主要呈现“强、小、窄”的特征，地层条件下原油黏度为72 mPa·s，为普通稠油油藏。油藏三面环水，边水能量强，聚驱前仅依靠边水天然能量开发，边水补充了94.6%的地层亏空（表1），边水侵入倍数达到4.1PV，边水水体大、能量较强。油藏呈现窄条带状分布，含油面积较小，仅0.55 km2，地质储量131.24×104t（图2）。

表1 双河油田核二段边水侵入量Table 1 Edge water intrusion of 2nd member of Hetaoyuan Formation in Shuanghe Oilfield

图1 双河油田核二段3115-3203井油藏剖面Fig.1 Reservoir profile through 3115-3203 well of 2nd member of Hetaoyuan Formation in Shuanghe Oilfield

图2 双河油田核二段井网Fig.2 Well pattern of 2nd member of Hetaoyuan Formation in Shuanghe Oilfield

1.2 阶段聚驱效果

双河油田核二段于2013年7月由天然能量开发转聚驱开发，阶段聚驱效果较好，聚驱初期产能快速上升日产油57.7 t，阶段油井见效率为77.8 %，累计增油5.760 5×104t，聚合物换油23.13 t/t，提高采收率5.49%。2017年底进入递减期，受边水、堵塞等因素影响，聚驱效果变差，递减率持续加大。

2 影响聚驱后期持续见效的主要因素

2.1 边水能量强，制约边部油井效果

对于窄条带强边水油藏来说，天然能量开采阶段的驱油动力主要来自油藏中油、水和地层岩石发生的弹性膨胀作用以及边水的侵入作用。将边水的侵入简化为平面上的线性流动，属于稳定渗流，而各处的渗流速度是相同的，这时可将其等效为线性流动。如果是单井渗流模型，那么油水边界为定压边界，其镜像井之后的渗流模型为椭圆形[4]。受边水附近采油井降压开采的影响，油水边界线改变了原来与构造线平行的状态，边水推进不均匀，强边水非均质油藏加快油井水淹速度，大幅降低了采收率[5-6]。油藏经过长期水驱和化学驱之后，剩余油分布越来越复杂，平面分布上，多为孤岛状或窄条带状[7]。

根据实际油藏特点，采用三面邻边水、四注一釆的模型（图3），分别研究在有效抑制边水和未抑制边水的情况下，边水对采收率的影响。因边水存在，在注入压力和重力作用下，驱剂沿油水边界推进较远[8]，靠近边部区域驱剂利用率低，边水突进使得聚驱采收率下降[9-10]。研究表明：强边水油藏聚合物驱过程中，抑制边水与未抑制边水提高采收率的差值高达3.61%（图4）。根据弹性水压驱动的物质平衡方程，计算核二段累积亏空与边水累积侵入量比值可以得出，聚驱前边水补充94.6%地层亏空体积，聚驱过程中，边部有7 口受效井，见效率为38%，油井采出水氯离子425～532 mg/L，边部未见效井采出水氯离子与地层水氯离子相近，说明边水能量强，导致边部油井见效率低，且边部油井见效后增油降水幅度较小。

图3 三面环水模型Fig.3 Model with three sides of water

图4 边水对采收率的影响Fig.4 Influence of edge water on recovery factor

2.2 不规则井网单向窜流对聚驱效果的影响

注采井网在油田开发中非常重要，聚驱阶段井网完善程度越高，油井的受效方向越多，单向窜流发生的可能性就相对越小[11-13]。统计结果表明：三向及三向以上的多向受效井见效率高，且聚驱后期窜流程度相对较低[14-16]。双河核二段聚驱井网不规则，单向受效井占单元总井数三分之一以上，而多向受效井较少，导致聚驱后期单向窜流严重，调整难度较大，见效井回落速率快，导致聚驱后期单元稳产难度大。

2.3 地层堵塞导致聚驱产量下降

聚合物通过化学吸附和机械捕集，在多孔介质内发生滞留，高分子聚合物通过静电作用或化学键力相互吸附，与地层细粉砂、黏土、胶质相互作用形成胶团。聚驱见效后，含水下降。混合液携带胶团运移后，部分胶团滞留在孔隙内，造成孔道过流断面减小，液流阻力增加，堵塞液流通道，造成运移堵塞[17-19]。双河核二段储层埋深较浅，胶结类型以孔隙式为主，胶结物以泥质为主，压实程度低，成岩作用差，胶结疏松，细粉砂含量较高。在天然水驱开发过程中，由于水的渗流阻力较小，在高含水条件下，油水混合液在地层中流动性能较好。聚驱见效后，含水下降，高黏度原油混合液携带胶团运移，堵塞液流通道，造成运移堵塞[16-17]。堵塞层多分布在储层相对较浅的层。堵塞后油井产液量降幅高达91.9%，严重影响聚驱成效（图5）。

利用注聚段塞，结合纵向、平面剩余油的分布情况，针对强边水小断块油藏聚驱阶段生产动态、流线流场特征及剩余油分布潜力区变化，着重抑制边水推进，促使边部见效，控制聚驱窜流，促进均衡驱替，有针对性地优选深部解堵措施来提高单井产能，研究强边水小断块普通稠油油藏聚合物驱后期改善开发效果的“三项”调整技术对策，控制递减，促进单元平稳运行。

图5 双河油田核二段聚驱过程中油井堵塞前后变化情况Fig.5 Change before and after plugging by polymer flooding with 2nd member of Hetaoyuan Formation in Shuanghe Oilfield

3 改善开发效果技术对策

3.1 边水抑制技术研究

3.1.1 建立地质模型

根据核二段三面邻水的油藏特点，结合聚驱井网条件，建立边部2口油井对应中心构造高部位一口注入井的强边水单层典型模型。选择有代表性的地质参数和注采参数，参考双河核二段物性参数，取孔隙度23.4%，渗透率0.5 μm2，计算得出边水入侵量为地质储量的4.68倍。

3.1.2 边部合理注采比研究

界定模型开采时间为3 a。在油井产液量不变的情况下，调整水井注入量，设计11种注采比方案进行数值模拟，分别为0.7、0.8、0.9、1.0、1.1、1.2、1.3、1.4、1.5、1.6、1.7（图6）。受强边水作用，注采比偏小，聚合物驱替受限，油水井井间剩余油饱和度较高，说明驱替效果不好。随着注采比的增加，井组驱替效果逐渐变好。当注采比增加至1.3时，井间剩余油得到有效驱替，提高采收率幅度最高，出现拐点，但随着注采比持续加大，内部驱替作用过强导致剩余油外溢（图7）。

图6 不同注采比下井组驱替情况Fig.6 Displacement situation by different injectionproduction ratio

图7 不同注采比下边部油井提高采收率Fig.7 EOR by different injection-production ratio

3.2 聚窜控制技术研究

3.2.1 建立地质模型

根据强边水小断块油藏双河核二段聚驱井网井距，建立注采井距为130 m 的一注四采非均质模型。模型为单层，网格数为20×20×3。

3.2.2 不同注采生产方式对抑制窜流的作用

采用非均衡注采方式，保持地层压力，注水井配注80 m3/d。前3口井产液20 m3/d，第4口井产液30 m3/d，井组生产至发生窜流，数值模拟不同注采参数生产3 a的抑制窜流结果（图8）。

第一种方式：水井配注量大幅下调，4 口油井采液量保持不变；

第二种方式：水井注水量不变，窜流方向油井产液量大幅度下调至15 m3/d；

第三种方式：水井注水量不变，窜流方向油井调停。

结果表明：小井距井网聚驱过程中油井停产有利于减缓聚窜，促进均衡驱替，且停产3 a 后剩余油重新富集。

图8 不同注采参数对抑制窜流的影响Fig.8 Influence of different injection-production parameters on fluid channeling control

3.3 普通稠油聚驱后期解堵技术研究

地层疏松、细粉砂含量较高的普通稠油油藏聚驱过程中，混合液携带胶团运移，堵塞液流通道，造成运移堵塞。以矿场生产为依据，结合解堵半径和替代井生产效果，研究堵塞半径。聚驱初期，油井近井地带堵塞，降黏解堵效果好，说明仅依靠化学药剂降黏解堵效果较好；聚驱中期，随着聚驱见效，采出端含水持续下降，结合替代井及解堵效果得出堵塞半径大于2～3 m，降黏解堵效果变差；聚驱后期，堵塞半径进一步扩大到18 m以上。依靠单纯的化学药剂在近井距范围内解堵效果变差甚至无效。根据堵塞半径研究结果，提出深部挤压充填防砂解堵方法，解堵半径达到31～46 m。

4 现场应用

在双河油田核二段强边水小断块油藏应用上述生产方式，改善聚驱后期开发效果明显，实际聚驱曲线优于预测曲线（图9）。边部注采比由1.15 调整至1.3左右，调整后新增见效井3口，边部油井见效率由38%提升至75%，其中K0209井调整前见边水，调整后复产日产油为1.8 t，含水降至96 %。油井停产5层，调剖水井6口，实施后液流转向4口井，持续见效3 口井，其中浅平1 井与K0201 井位于同一井组。聚窜方向上的浅平1井停产后，原弱势方向上的K0201井持续见效，日增产能1.5 t。2口井挤压充填防砂解堵，产液量由16.3 t/d 上升至73.5 t/d，产液量大幅度提高，有效解决了油井运移堵塞低产液量的问题。通过以上技术对策的矿场应有，日增产能24.9 t，累计增油0.9×104t。方案设计聚驱递减期增油2.35×104t，提高采收率1.79%，实际增油2.72×104t，提高采收率2.07 %；递减期单元产量平稳运行，综合递减仅5.18%，矿场效果达到预期。