新疆油田七東1區礫巖油藏聚合物驅見聚特征與影響因素研究

鄒 瑋 陳玉琨 樓仁貴 張 強 郭曉璐

(1.新疆油田分公司勘探開發研究院 新疆克拉瑪依 834000；2.中海石油財務有限責任公司 北京 100010)

聚合物驅是利用驅油劑的黏彈性特征擴大波及體積、提高洗油效率，從而大幅度提高采收率的一種有效開發技術。目前國內室內研究和礦場試驗多應用在砂巖油藏，以新疆油田為代表首先開展礫巖油藏聚合物驅攻關試驗并取得成功，但對聚合物驅見聚特征與影響因素還未做深入研究。

克拉瑪依油田七東1區克下組屬典型的礫巖油藏，具有復模態孔隙結構特征，儲層嚴重非均質，聚驅試驗區注聚后呈現明顯區域劃分，不同相帶、滲透率級別下生產差異明顯。對比試驗區不同區域油井的見聚見效時間、見聚濃度、含水率變化和增油情況，以及見效前后油藏剖面的動用變化情況，從儲層物性、平面非均質性以及聚驅控制程度等因素著手，深入分析見聚見效特征的影響因素，為礫巖油藏聚合驅動態跟蹤調整提供指導。

1 試驗區概況

聚合物驅試驗區位于克拉瑪依油田七東1區克下組油藏中南部，構造為一傾向東南的單斜，內部斷層不發育。巖性以礫巖為主，夾有砂巖、泥巖。儲層主要特點是巖性粗、分選差，為山麓洪積扇沉積，屬新疆油田礫巖Ⅰ類儲層。自下而上分為S7和S6兩個砂層組，S7和S6又分成S74、S73、S72、S71、S63、S62、S61等7個砂層，S72、S73、S74砂層為聚合物驅工業化試驗目的層，目的層S72+3+4層沉積厚度31.5～46m，均有自北向東南、西南增厚的特點。

試驗區有效厚度14.8m，原始地質儲量1.94×106t，目的層平均滲透率817mD，滲透率分帶性明顯。試驗區采用五點法面積井網，注入井9口，采油井16口。截止2014年6月，試驗區累積產油1.43×105t，階段采出程度7.4%，聚驅開發效果較好。

2 試驗區油井見聚見效特征

試驗區自2006年9月開始注聚合物，注聚5個月后油井陸續見效。16口采油井中，2口井同時見聚見效，3口井先見聚再見效，11口井先見效再見聚。先見效再見聚井數所占比例大，且都分布在試驗區油藏中南部。

(1)見效見聚時間。南部8口采油井平均見聚時間為22個月，最長的在注聚后39個月見聚。北部平均見聚時間17個月，最早見聚為11個月。北部井平均見聚時間早于南部。

(2)產聚濃度(圖1)。經過一段時間注聚后，北部區域產聚濃度高，而南部產聚濃度低?？傮w看北部區域產聚正常，南部區域產聚偏低，且南部部分邊角井產聚濃度較低，呈聚驅前沿尚未突破的態勢。

圖1 試驗區產聚濃度分布圖

(3)增油情況(圖2)。北部油井較晚見效，注聚前的年產油較低(0.23×104t)。聚驅見效后，2009年年產油增至1.43×104t，增油量最大；中心井見效較早，見效后的年增油比北部井少；而南部年產油最大增幅為0.3×104t，增油量較小，且聚驅后期年產油量較注聚前有所降低。

圖2 聚驅試驗區南北分區年增油情況

(4)含水率變化(圖3)。聚驅見效后，試驗區內16口油井含水率下降趨勢凸顯。中心井含水率下降幅度最大，從93.0%下降至84.3%；北部油井含水率下降幅度由注聚前的98.0%最低降至90.0%；南部油井注聚前含水率低于中部和北部油井，注聚初期含水率下降4%，后期含水率高于中心井。

圖3 聚驅試驗區南北分區含水情況

(5)剖面動用(圖4、圖5)。聚驅階段，油井動用程度由46%上升到81%，動用程度得到提高；水井動用程度總體上變化不大。說明聚合物驅油有效改善了儲層的非均質性，提高了油藏的剖面動用程度。

圖4 試驗區油井剖面動用情況

圖5 試驗區水井剖面動用情況

3 見聚影響因素分析

3.1 儲層物性對油井見聚的影響

試驗區北部井平均滲透率1472mD(表1)，北部井滲透率是中部井的1.9倍，是南部井的1.7倍；試驗區北部沉積物顆粒粒徑大，細小填隙物含量低，形成的孔喉半徑比南部大，北部井對應的平均孔喉半徑6.8μm，比南部平均孔喉半徑大1.6倍，比中部平均孔喉半徑大1.24倍，北部物性較好。

表1 試驗區滲透率與孔喉半徑統計表

從表1中可看出，滲透率分布具有明顯的分帶性，北部滲透率高，南部低，聚合物注人地層后首先進人壓力低的高滲透層，隨著吸附捕集作用的增加，高滲透層滲流阻力增加，主要吸液層開始從高滲透層轉向中低滲透層，所以北部見聚時間早于南部和中心井，先見聚再見效井和同時見聚見效井多分布在北部。

3.2儲層非均質性對油井見聚的影響

試驗區北部井滲透率級差為5.459，滲透率突進系數為2.237(表2)，非均質程度高于中心井和南部(圖6)，聚合物在滲透率大的方向和部位快速推進，在低滲方向和部位推進較慢，造成聚驅前緣嚴重非均質分布，影響聚合物波及效率，導致北部產聚濃度高，含水率較高。

表2 不同區域儲層非均質性對比

圖6 試驗區滲透率縱向分布圖

對于單井而言，先見聚再見效井和同時見聚見效井都位于儲層非均質性較強的北部，例如北部7149井儲層非均質性強(滲透率級差64.62，突進系數3.05)，層間差異大，易水竄，見聚早，且其對應注聚井ES7003井吸水剖面單一，層數動用差，井組發生水淹，導致7149井見聚早，且產聚濃度上升快(見聚高峰期1638mg/L)，含水波動大，后期通過調剖措施，剖面調整均勻(圖7)，波及體積增大，沒有發生明顯“指進”現象。

圖7 ES7003井不同時期吸水剖面

3.3 聚驅控制程度對油井見聚的影響

聚驅控制程度體現了油層平面的連通方向、油層滲透率以及聚合物能進入的孔隙空間對聚驅效果和見聚程度的綜合影響，以中心井與全區聚驅控制程度對比其聚驅效果，試驗區內中心井、北部和南部的聚驅控制程度(射孔段中滲透率＞50mD下)分別為79%、82%和70%，北部井的聚驅控制程度高于中心井和南部井。

從聚驅見效前后增油量和含水率變化情況看，北部采油井2006年產油量為0.23×104t，注聚見效后2009年產油最大增至1.43×104t，增幅較大；中心井的含水率下降幅度大于南部和北部井，可以看出聚驅控制程度較高的北部井，聚合物進入孔隙可驅替程度高，則油井聚驅增油效果越好。而且由于中心井4向受效，注采關系完善，聚合物段塞在地層內多向推進，導致中心井聚驅含水率下降幅度較大。

4 結論與認識

(1)試驗區聚驅見聚見效特征明顯：先見效再見聚井所占比例高，多分布在試驗區油藏中南部；物性較好的北部區域產聚濃度較高，但開發效果比南部好，增油降水效果優于南部；聚驅見效后，油水井的剖面動用情況變好，聚合物波及體積增大。

(2)儲層物性及非均質性、聚驅控制程度對見聚影響大：北部滲透率高、物性好，聚合物優先進入，所以對見聚時間影響較大，導致北部見聚時間較早；儲層非均質性的強弱影響聚合物的產出，非均質性強，油水井層數動用差，聚合物波及效率差，產聚濃度高；聚驅控制程度較高的北部井和中心井，開發效果好。

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