聚合物驅后油藏井網重組與化學驅復合增效技術——以孤島油田中一區Ng3單元為例

姜顏波

（中國石化油田勘探開發事業部，北京100728）

聚合物驅是一項有效的提高采收率技術，但由于陸相沉積油藏的儲集層嚴重非均質性，聚合物驅后仍有相當部分剩余可動油未動用或動用差，再采用水驅及單一的化學驅技術進一步大幅度提高采收率的難度越來越大。井網重組［1－4］是開發后期常用的油藏調整方式，通過層系細分重組、矢量井網等，可有效改變液流方向，擴大波及體積，一般提高采收率2～3個百分點，但是作用時間短，不能有效提高驅油效率。非均相復合驅［5］是近年來發展的一種新型化學驅油體系，具有更強的擴大波及和驅油效率的能力，但若采用原井網驅替，擴大波及體積的能力依然有限。本文針對試驗聚合物驅后油藏的特點，開展了井網重組與非均相復合驅復合提高采收率研究。

1 研究區概況

孤島油田位于濟陽坳陷沾化凹陷東部的新近系大型批覆構造帶上，是一個以新近系館陶組疏松砂巖為儲層的大型披覆背斜構造整裝稠油油藏。孤島油田中一區Ng3單元位于孤島油田主體部位的頂部，目的層系為上館陶組的Ng3砂層組，包括Ng33、Ng34、Ng35三個小層，為河流相正韻律沉積，孔隙度33%，滲透率（1 500～2 500）×10－3μm2。原油地下粘度46．3 mPa·s，地層水礦化度5 923 mg／L，Ca2＋、Mg2＋含量90 mg／L，原始油層溫度69．5℃。

孤島油田中一區Ng3單元1971年9月投產，1974年9月開展注水，1992年10月開展了聚合物驅［6］，1997年3月轉后續水驅，2005年12月聚合物驅項目結束，提高采收率12．5%，采收率55．1%，綜合含水98．3%。

孤島油田中一區Ng3單元經過40多年的開發，經歷了水驅和聚合物驅階段，在現有技術和井網條件下，進一步提高采收率面臨諸多問題，需要進一步擴大波及體積和提高驅油效率來實現大幅度提高采收率的目標。

2 井網優化調整部署

2．1 井網調整原則

剩余油分布特點作為聚合物驅后油藏井網調整考慮的主要因素，確定調整原則如下：

（1）保持注采井網完善。針對平面剩余油普遍分布的特點，為挖潛平面剩余油潛力，進行井網整體調整，要求保持注采井網完善性。

（2）轉變液流方向。目前井網對局部富集剩余油控制較差，為挖潛平面剩余油潛力，要求新調整井網能夠轉變液流方向。

（3）層系細分可行性。針對層間驅替的不均衡和層間剩余油主要富集于主力小層的特點，進行層系細分的可行性研究。

（4）水平井可行性。水平井挖潛油層頂部和夾層附近剩余油有較大優勢，但對多層油藏適用性較差，在分層的基礎上可以考慮水平井的可行性。

2．2 井網調整優化部署

試驗區井網經過兩次調整，目前采用300 m×270 m交錯行列式注采井網，井排方向近東西向，流線是南北向，該井網形式在1992年開始聚合物驅時形成，經過聚合物驅和后續水驅，基本維持不變，流線形成固有通道，不利于進一步提高波及體積。

根據井網層系調整原則設計了改變流線注采方向調整和保持流線注采方向調整二種方式，考慮層系組合劃分和水平井的利用，又各細分為保持一套層系、細分二套層系和水平井調整三種方式各7種方案（表1）。

表1 不同調整方案指標匯總

通過對比兩種調整方式14個方案15年開發指標，變流線調整方式7個方案最終采收率為57．4%～58．8%，比基礎方案提高采收率2．3%～3．7%，平均為3．0%。保持流線方向調整方式7個方案最終采收率為55．9%～58．8%，比基礎方案提高采收率0．8%～3．7%，保持流線方向調整方案11也能達到58．8%的采收率，但該方案鉆新井數是變流線調整方案1的一倍，所以變流線方向調整方式比保持流線方向調整方式具有較大優勢，推薦變流線調整方式。

綜合對比變流線調整方式，一套層系方案1生產效果較好。分層系調整雖然避免了層間干擾，但由于受分層系流線變化小和上層系水井間、下層系油井間剩余油動用不好的影響，開發效果不如一套層系方案1，采收率低0．4%～1．1%。水平井對于單層開采有優勢，分層系井網有利于發揮水平井優勢，比直井調整采收率高0．2%，但同樣受分層系流線變化小和密井網條件不利發揮水平井優勢的限制，開發效果不如一套層系方案1，采收率低0．2%，且投入比方案1大。因此，方案1，即設計老水井間加密油井，老油井間加密水井，在油、水井排間加密一排井，隔井轉注，形成135 m×150 m正對行列注采井網（圖1），井排方向由東西向調整為南北向，轉動90°，主流線由南北向調整為東西向，流線轉動60°。這種調整方式變原井網分流線為主流線，達到強化波及、均衡驅替的目的。調整后，中心井區注入井15口，油井10口。

3 非均相復合驅注入參數設計

針對聚合物驅后油藏非均質性進一步增加、剩余油更加分散的特點，在成熟的表面活性劑和聚合物二元復合體系中加入粘彈性顆粒驅油劑（PPG），形成非均相復合驅油體系。PPG遇水溶脹，在油藏中具有封堵和運移性能，因此非均相復合驅較單一聚合物驅能夠更好地擴大波及體積，同時具有較強的提高驅油效率的能力。

采用數值模擬技術對注入參數進行了優化設計，參數優化包括注入劑的注入濃度、注入段塞、注入速度等方面，在優化過程中，主要對比提高采收率幅度、噸聚增油以及綜合指標（提高采收率×噸聚增油）對數模結果進行篩選。

結合油藏綜合研究，確定礦場采用二段塞注入方式：0．05 PV×（1 500 mg／L PPG＋1 500 mg／L聚合物）＋0．3 PV（0．4% 表面活性劑＋1 200 mg／L聚合物＋1 200 mg／L PPG），注入速度為0．12 PV／a。

4 復合增效效果分析

根據數值模擬預測結果，研究區井網調整后水驅比原井網提高采收率3．7%，井網調整后進行非均相復合驅提高采收率8．5%，增油高峰期含水下降8．2%。原井網轉非均相復合驅預測提高采收率3．6%，“井網調整＋非均相復合驅”共同作用的結果要好于兩者單獨作用的簡單相加，兩項技術復合增效（井網調整＋非均相復合驅）較單一調整方式采收率之和7．3%高出1．2個百分點，達到了1＋1大于2的復合增效效果。

礦場井網調整后，新井投產投注，中心井區日產油由4．5 t上升到20．0t左右，初期含水下降到50%左右，3個月后開始大幅回升。2011年開始非均相復合驅，含水最低下降了17．5個百分點，日產油最高增加到84．7 t。目前中心油井全部見效，已提高采收率3．56%。

5 結論

（1）根據研究區聚合物驅后油藏非均質性進一步增強，剩余油分布更加分散、復雜和多樣化的特點，通過井網加密調整和流線調整，最大限度地改變液流方向，擴大波及體積，提高采收率3．7%。

（2）“井網調整＋非均相復合驅”復合增效，能夠大幅度提高聚合物驅后油藏采收率，比二者單獨作用之和高于1．2%。

［1］袁向春，楊鳳波．高含水期注采井網的重組調整［J］．石油勘探與開發，2003，30（5）：94－96．

［2］王賀軍．喇薩哈油田層系井網重組方式研究［J］．長江大學學報（自然版），2012，9（4）：75－77．

［3］李廣超，劉大錳，李廣智，等．水驅砂巖油田特高含水期井網重新優化組合實踐與認識［J］．石油天然氣學報，2006，28（3）：337－340．

［4］張霞，潘彥珍，柏世斌，等．雙河油田VI油組剩余油分布及井網綜合調整研究［J］．西安石油大學學報（自然科學版），2012，27（4）：72－75．

［5］曹緒龍．非均相復合驅油體系設計與性能評價［J］．石油學報（石油加工），2013，29（1）：115－121．

［6］顏捷先．勝利油區聚合物驅油技術的實踐與認識［J］．油氣地質與采收率，2002，9（3）：1－3．