高溫聚合物驅的方案設計及應用效果

何海玲 尹紹波 楊安國

1河南油田雙河社區服務中心 2河南油田石油工程技術研究院

雙河油田某層系是河南油田第一個高溫聚合物驅先導試驗單元，地層溫度80.3℃。該層系構造形態為一完整的由東南向西北抬起的單斜構造，儲層為扇三角洲前緣沉積，巖性主要為中—細砂巖。膠結物以泥質為主，孔隙式膠結，層間夾層非常穩定。儲層非均質性嚴重，分選系數3.23，變異系數0.49，均質系數0.34，平均滲透率0.563μm2，平均孔隙度19.19%。該層系于1977年底投入開發，共有采油井35口，日產油量130.2 t，采出程度41.47%，綜合含水率95.44%；注水井15口，日注水量1 324.4m3，累積注采比0.84，總壓降4.05MPa，壓力保持水平75.6%。

雙河油田某層系高溫聚合物驅驅劑選擇普通聚合物HPAM，分子量1 700~2 000萬，水解度15%~17%，溶解時間小于2 h，溶解殘余物小于0.05%，熱穩定性較好。段塞結構為前緣（1 400 mg/L×0.05 PV）+主體（1 200mg/L×0.40 PV），共計注入0.45 PV，注入速度0.13 PV/a，月注采比為1.1。開發方案為：以水驅井網為基礎，以老井轉注為主，部署3口新注聚井，新鉆油井2口，其他層系上返采油井5口，擬最終形成不規則五點法注采井網。共有注聚井16口，對應采油井29口，油水井數比1.8∶1，聚合物驅井網控制儲量為301.6×104t，控制程度為70.5%。聚合物驅含水率為98%時，累積產油量為269.16×104t，與水驅相比增油量為21.63×104t，按聚合物驅井網實際控制儲量計算，聚合物驅比水驅提高采收率6.72%。高溫聚合物驅開發方案及效果如下：

（1）注聚前深度調剖，以減緩聚驅過程中的平面竄流。該層系以 H7—115—T7—125—檢 5—H4—145一線為界，根據儲層沉積特征和物性特征，人為地分為南北兩個區域。針對兩個區域不同的地質特征，在注聚前期調剖采取不同的調剖方式。首先，南部采用籠統深度調剖。調剖尺寸0.07 PV，注入時間6.5個月，平均調剖深度53.6m。其次，北部采用分層深度調剖。北部區域主要吸水層是V6.7小層，其他層吸水很差或不吸。對此，北部5口井采用了分層調剖方式，平均調剖深度為54.2m。調剖前后吸水剖面發生了明顯改善。調剖前后對比，8口注聚井不吸水層厚度下降了7.5%，中等以上吸水厚度增加9.7%，強吸水層厚度下降了1.3%。中低滲透層的吸水狀況得到改善，高滲透層的吸水狀況得到控制。調剖后見到效果的4口油井日增油6.9 t，含水率下降了3.1個百分點。調剖后的防竄能力較強。注入40個月后，平均產出液濃度為81.6mg/L，而雙河油田Ⅰ類單元437Ⅱ1—2、北塊Ⅱ4—5、北塊Ⅰ5Ⅱ1—3在注相同PV數的產出液濃度分別為219.6、180.0、206.7mg/L，遠高于Ⅴ上層系目前的產出液濃度。

（2）一井一制注入，以使油井全面見效。國內外大量研究表明，隨著聚合物溶液濃度的增加，溶液的黏彈性也增加，因此驅油效率也有較大幅度的提高。同時較高的溶液黏度也可在一定程度上改善地層剖面、擴大波及體積，從而進一步提高采收率。為了考察高濃度聚合物在高溫油藏的適應性，在該層系南部油層大、疊加好、滲透率高的主體部位選取了F6—115等6口注聚井進行高濃度聚合物驅試驗。通過試驗，油井日增油14.6 t，綜合含水率下降了1.16個百分點，聚驅效果得到了較大改善。但在全面注聚后期，注聚井的注入壓力逐漸升高，尤其上傾尖滅區和邊部的注入壓力已接近泵壓，并且部分井逐漸開始欠注，主體區油井開始出現能量下降的現象。為保障正常注入和油井生產必需的能量，對注聚井采取一井一制注入，對16口注聚井進行了14次濃度和注入量的優化調整、有6口井注入濃度為1 600mg/L，2口井注入濃度為1 200mg/L，3口井注入濃度為1 400mg/L，5口井注入濃度為1 800mg/L。調整后對應油井見效顯著。如F5—13井，對應油井3—15井，日增油8.7 t，含水率下降了5.2%。

（3）均衡動態配液，擴大聚驅效果。首先加強內部注聚，控制外圍邊水。V上層系西部邊水活躍，邊部油井注入一年仍不見效，為促使邊部油井盡快見效，對層系開發歷史、單元累積注采比、地層壓力及地層壓力保持水平狀況進行綜合評價。計算單元邊水水侵速度為23.77×104m3/a，而單元靠近邊水的內部注入井按照聚驅方案設計的1.1注采比實施注聚，注入速度為19.26×104m3/a，明顯低于邊水水侵速度。調整注采比3個月后邊部油井3—155、H4—145等井陸續見效，4口采油井，日增產能15 t。其次根據動態變化，合理調整注采結構，改善了聚合物驅效果。最后對高、中、低滲透層進行合理分采，對長期見效差或聚竄的高含水井，利用硼中子測井、產液剖面監測、示蹤劑監測等手段，找出高含水層進行分采、降低層間干擾。如泌28井，硼中子測井結果顯示V9.10小層為強水淹，機堵V9.10調層采V1.6.7.8小層，機堵后三個月見到了新5—13井的注聚效果，日增油2 t，含水率下降了2個百分點，發揮了每個層的注聚效果，促進了多層同時見效。

（4）利用壓裂、解堵等措施手段，改善產出剖面，以促進油井見效。針對該層系物性差、受效差的區域，在注聚過程中共對3口油井實施壓裂、2口井實施解堵，措施后日增油38.7 t，日增液239.1m3，提高了儲量動用程度，進一步擴大了聚合物驅效果。如：H9—145井V6.7小層位于上傾尖滅區，物性較差，周圍有H8—135和H8—155井在注聚（注水），有足夠的能量補充，但長期見不到注水（注聚）效果，為改善該區域V6.7小層的儲量動用狀況、促進該井注聚（注水）見效，近幾年對該井實施壓裂，壓裂初期自噴，日增油5.2 t。通過以上調整，V上層系增油降水幅度高、對應油井見效率高。三采對應井29口，見效井23口，見效率79.3%。23口見效井日產油由注聚初期的86.7 t，上升到見效高峰期的294.4 t，綜合含水率由初期的95.0%下降到高峰期的84.7%，含水率下降了10.3個百分點。已知單元累積增油5.727 0×104t，提高采收率1.90%，噸聚合物換油率14.4 t，與聚驅預測曲線吻合較好。