通過擴大波及體積提高聚驅采收率

姚洪田

中國石油大慶油田有限責任公司第五采油廠 （黑龍江 大慶 163510）

杏南油田從1999年以來陸續開展了3個聚合物現場試驗和5個工業化推廣區塊 (以下簡稱工業區)，通過縮小井距、細分層系等措施，從老試驗區的5.1%到小井距區的9.6%再到抗鹽試驗區的10.0%，提高采收率比例逐漸提高。研究表明［1-3］，擴大波及體積有助于進一步提高聚驅采收率。而波及體積與聚合物注入參數、薄差層吸液情況、改注時機、深調剖效果等參數關系密切［2-8］。為實現杏南油田新增N13聚驅區塊的開發效果，采收率不低于老試驗區和小井距區，達到或超過抗鹽試驗區的既定開發目標，有必要對其擴大波及體積技術研究，以期在聚驅結束時獲得更佳的開發效益。

1 N13聚驅工業區概況

1.1 地質特征

N13聚區處于N開發區純油區內，覆蓋面積6.79 km2。儲層位于中生界白堊系下統姚家～青山口組中，包含SⅡ和PⅠ組等多個儲層。其中PI3層內含豐富分流平原相河道砂，是聚驅的主要目的層。PI3層基本參數為：平均單井發育砂巖13.82 m，射開及有效厚度分別為10.57 m和8.27 m,目的層地質儲量 634.38×104t，地下孔隙體積 1 263.11×104m3。

1.2 油層動用狀況

取心井資料顯示，PI3層總水洗比例為73.5%。其中：強水洗46.5%,驅油效率69.7%；中水洗27.0%,驅油效率42.5%；未水洗26.5%。受層內非均質和厚油層內部物性夾層影響，仍有低水洗的厚層。

1.3 開發現狀

截至2019年1月，N13聚驅工業區累計注入聚合物 919.78×104m3，注入孔隙體積 0.73 PV（PV 為孔隙體積），累計注入濃度1 292 mg/L，聚合物用量944.1 mg/L·PV。聚驅井累計采出程度達到51.66%，增油 50.50×104t。

2 擴大波及體積措施分析

2.1 注入井高濃低速注聚階段合理參數分析

根據儲層有效厚度、滲透率情況和薄差層占比，將井分成4類，分別為優、良、中、差（表1）。

表1 注入井分級分類表

按照表 1區分井組，A、B、C、D 4類井組數分別為33口、29口、23口、18口；有效厚度分別為12.1 m、8.2 m、5.7 m、4.1 m；其滲透率分別為 0.302 μm2、0.267 μm2、0.208 μm2和 0.169 μm2。

N13聚驅工業區按照“先調后驅”的思路，注聚初期采用高濃低速段塞，地層憋壓至差層啟動壓力，降濃提速，保證差層的有效動用。根據不同井距下壓力上升空間與濃度情況，確定注聚初期平均注入1 750 mg/L左右。實施中，根據單井的滲透率和注入壓力設計5個級別注入濃度，詳見表2。

表2 濃度分級表

1）A類井注聚初期濃度宜采用1 800～2 100 mg/L。采用1 500 mg/L濃度注入，1年后壓力上升幅度、視吸液指數降幅分別為2.4 MPa和22.7%，低于全區平均值3.2 MPa和32%，此時，憋壓效果差。同時，采用2 500 mg/L濃度注入，壓力上升和視吸液指數降幅均明顯高于全區平均值，此時剖面反轉較早，不利于區塊整體調整［3-4］。而采用1 800 mg/L和2 100 mg/L濃度，壓力上升幅度、視吸液指數下降幅度較合理，吸液厚度比例不斷上升，剖面效果不斷變好。因此認為A類井注聚初期適合采用1 800～2 100 mg/L的注入濃度。

2）B類井注聚初期宜采用1 500～1 800 mg/L。與A類井相似，采用1 200 mg/L濃度注入，1年后其平均注入壓力漲幅和視吸液指數降幅均較低，效果較差。采用2 100 mg/L濃度，注壓和吸液指數漲降明顯，剖面反轉過早。而采用1 500 mg/L和1 800 mg/L濃度，注入壓力漲幅、視吸液指數降幅較合理，剖面改善較好。因此認為B類井注聚初期適合采用1 500～1 800 mg/L的注入濃度。

3）C類井注聚初期濃度宜采用 1 200～1 500 mg/L。采用濃度為1 800 mg/L和2 100 mg/L，注入壓力和視吸液指數變化過快，剖面反轉過快。而采用濃度為1 200 mg/L和1 500 mg/L注入，注壓漲幅、視吸液指數降幅較合理，剖面改善較好，與油層的匹配性較好。因此認為C類井適合采1 200～1 500 mg/L的注入濃度。

4）D類井注聚初期濃度宜采用1 200 mg/L及以下。注聚初期注入濃度為1 200 mg/L，注壓漲幅略高于全區平均、視吸液指數降幅略高于全區，剖面得到一定程度的改善，此時效果較好。而注入濃度大于1 200 mg/L，剖面反轉過快。D類井注聚初期適合1 200 mg/L及以下濃度。

2.2 降濃提速做法

區塊以注水時指示曲線的拐點壓力為依據，確定全區降濃提速的壓力界限為8.0 MPa；以高滲透層的厚度比例為依據，確定注聚量為120 mg/L·PV（圖 1～圖 2）。

實際生產中，區塊注入壓力為8.4 MPa、注聚量為137 mg/L·PV時開始實施降濃提速。根據情況，對76口井分3批降濃提速。采取措施后，注入濃度下降367 mg/L、日注入量提高775 m3。降濃提速整體上取得了較好的效果（表3）。

圖1 注入井指示曲線

圖2 油層滲透率分布圖

如圖3所示，從分批井來看，3批井措施前后吸液厚度比例和薄差層相對吸液量分別提高了6.4%、12.2%、3.6%和3.6%、11.6%、6.9%，二者均表現為先升后降趨勢。

表3 分批降濃提速井統計表

圖3 調整前后吸液厚度與薄差層相對吸液量變化趨勢圖

2.3 完善改注做法

N13聚驅工業區在注入0.52 PV、注聚量800.4 mg/L·PV時開始改注700萬中分抗鹽聚合物，改注時根據單井壓力升高空間，優化設計了聚合物注入濃度［5-7］。①對壓力升高空間低于0.5 MPa的井降濃降黏；②壓力升高空間為0.5～1.0 MPa的井保持改注前黏度；③壓力升高空間為1.0～2.0 MPa的井保持改注前濃度；④壓力升高空間≥2.0 MPa的井提濃提速。

改注前后對比，注入濃度下降了85 mg/L，注入黏度提高了4.1 mPa·s，每口井日增注3 m3，改注整體上取得了較好的效果。這是因為，注聚中后期以動用薄差油層為主，700萬中分抗鹽聚合物與其匹配性更好，因此改注后取得了較好的效果，詳見表4。

措施后注入壓力下降了0.4 MPa、視吸液指數提高了0.03 m3/(d·m·MPa)；注入剖面測試結果顯示層數動用比例提高了5.7%、有效厚度動用比例提高了6.3%。如圖4所示，改注后各類井注入壓力均有所下降，吸水剖面得到改善。從有效厚度吸液比例和薄差層相對吸液量上看，C、D類明顯好于A、B類。

表4 N13聚驅工業區改注單井注入參數設計表

圖4 N13聚驅工業區分類井改注前后對比圖

2.4 完善深度調剖方法

2.4.1 制定技術規范

在注聚過程中，對于部分A、B類井，通過注入高分子高濃度聚合物仍無法對高滲透層進行有效的封堵。而采取深度調剖可及時封堵高滲透層，提高油層動用狀況［8-14］。在調剖的過程中，通過分析與總結，逐漸形成了深度調剖的技術規范（表5）：①注聚前水驅階段對特高滲透帶封堵；②含水下降階段采取調整剖面均衡壓力措施；③含水低值階段采取控制見聚濃度突破措施。

2.4.2 優化段塞設計

根據不同注聚階段的注入壓力水平、注入濃度及連通采出井的開采狀況，優化設計調剖段塞，詳見表6。

N13工業區深度調剖27口井，其中注聚前水驅階段階段8口，含水下降階段12口，含水回升階段7口。由表7數據可以看出，從調剖層位視吸水指數降幅、吸液厚度提高幅度、連通采出井最大含水下降值、單井累計增油效果來看，注聚前水驅階段期深調效果最好，含水下降期次之，含水回升期較差。

表5 深度調剖技術規范

表6 不同階段調剖段塞濃度

表7 調剖井調剖效果統計表

3 實施效果

從目前的開發效果看，N13聚驅效果與其他區塊相比較，與已開發的全區其他3個區塊相比，效果要好于小井距試驗區和老試驗區，與抗鹽試驗區相當（圖 5）。

N13聚驅效果與北部油田其他區塊相對比選擇了4個與N13聚驅工業區油層條件相似的注聚區塊進行效果對比。與北部區塊相對比，提高采收率幅度相當，采出程度相當（表8）。

圖5 全區聚驅區塊對標曲線

表8 與北部聚驅區塊效果對比表 %

4 結論

1）A、B、C、D 4 類井高濃低速注入階段適宜的注入濃度分別為 1 800～2 100 mg/L、1 500～1 800 mg/L、1 200～1 500 mg/L 和 1 200 mg/L 及以下，此時注入壓力上升幅度、視吸液指數下降幅度較合理，剖面改善效果最好。

2）區塊以注水時指示曲線的拐點壓力為依據，確定降濃提速的壓力界限為8.0 MPa以上，措施前后吸液厚度比例和薄差層相對吸液量呈先升后降。

3）根據壓力上升空間制定改注措施，改注后各類井注入壓力均有所下降，C、D類井改善情況好于A、B類井。

4）深調剖時，宜對注聚前水驅階段采取封堵特高滲透條帶措施、含水下降階段采取調整剖面均衡壓力措施、含水低值階段控制見聚濃度突破。采出井增油同時，注入層位視吸水指數下降；吸液厚度提高，采出井最大含水下降。

5）采收率和采出程度與北部聚驅區塊相比，提高幅度相當，全區開發效果良好。