強邊水小斷塊油藏聚驅后期開發技術對策研究

張磊，賈蘭，張道連

（中國石化河南油田分公司采油一廠，河南南陽474780）

聚合物驅提高采收率技術在國內外發展已較為成熟。我國是聚合物驅技術應用規模最大的國家,形成了綜合配套技術，并在現場應用中取得了良好的開發效果[1]，主要應用于大慶、勝利等油田。河南油田前期聚合物驅主要應用于含油面積大、地質儲量大、井網相對較規則的Ⅰ、Ⅱ類儲藏[2-3]，在邊水能量較強、含油面積小的高黏度普通稠油油藏應用較少。因此，針對強邊水能量油藏邊部油井的見效率較低、內部不規則井網竄流嚴重、聚驅中后期油井堵塞嚴重等問題，展開了聚驅后期改善開發效果的技術研究，以期持續提高聚驅效果。

利用數值模擬方法，研究了不同注采參數下邊部井組驅替效果及提高采收率幅度，重新界定強邊水小斷塊油藏聚驅過程中邊部井組合理注采比應高于普通存在邊水的油藏。模擬不同注采方式，抑制不規則小井距井網聚竄的作用，明確關停竄流方向的油井是抑制單井點竄流的最佳方式，且聚竄方向油井停產3 a后，小尺度剩余油重新富集。根據礦場生產動態，探索不同聚驅階段普通稠油油藏聚驅堵塞半徑，提出相應的治理對策，實現改善開發效果的目的。

1 強邊水小斷塊油藏地質特征及階段聚驅效果

1.1 地質特征

核二段位于泌陽凹陷雙河鼻狀構造帶上，油氣聚集受①斷層控制（圖1），油藏類型主要為斷層—構造油藏，主要呈現“強、小、窄”的特征，地層條件下原油黏度為72 mPa·s，為普通稠油油藏。油藏三面環水，邊水能量強，聚驅前僅依靠邊水天然能量開發，邊水補充了94.6%的地層虧空（表1），邊水侵入倍數達到4.1PV，邊水水體大、能量較強。油藏呈現窄條帶狀分布，含油面積較小，僅0.55 km2，地質儲量131.24×104t（圖2）。

表1 雙河油田核二段邊水侵入量Table 1 Edge water intrusion of 2nd member of Hetaoyuan Formation in Shuanghe Oilfield

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

圖2 雙河油田核二段井網Fig.2 Well pattern of 2nd member of Hetaoyuan Formation in Shuanghe Oilfield

1.2 階段聚驅效果

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雙河油田核二段于2013年7月由天然能量開發轉聚驅開發，階段聚驅效果較好，聚驅初期產能快速上升日產油57.7 t，階段油井見效率為77.8 %，累計增油5.760 5×104t，聚合物換油23.13 t/t，提高采收率5.49%。2017年底進入遞減期，受邊水、堵塞等因素影響，聚驅效果變差，遞減率持續加大。

2 影響聚驅后期持續見效的主要因素

2.1 邊水能量強，制約邊部油井效果

對于窄條帶強邊水油藏來說，天然能量開采階段的驅油動力主要來自油藏中油、水和地層巖石發生的彈性膨脹作用以及邊水的侵入作用。將邊水的侵入簡化為平面上的線性流動，屬于穩定滲流，而各處的滲流速度是相同的，這時可將其等效為線性流動。如果是單井滲流模型，那么油水邊界為定壓邊界，其鏡像井之后的滲流模型為橢圓形[4]。受邊水附近采油井降壓開采的影響，油水邊界線改變了原來與構造線平行的狀態，邊水推進不均勻，強邊水非均質油藏加快油井水淹速度，大幅降低了采收率[5-6]。油藏經過長期水驅和化學驅之后，剩余油分布越來越復雜，平面分布上，多為孤島狀或窄條帶狀[7]。

根據實際油藏特點，采用三面鄰邊水、四注一釆的模型（圖3），分別研究在有效抑制邊水和未抑制邊水的情況下，邊水對采收率的影響。因邊水存在，在注入壓力和重力作用下，驅劑沿油水邊界推進較遠[8]，靠近邊部區域驅劑利用率低，邊水突進使得聚驅采收率下降[9-10]。研究表明：強邊水油藏聚合物驅過程中，抑制邊水與未抑制邊水提高采收率的差值高達3.61%（圖4）。根據彈性水壓驅動的物質平衡方程，計算核二段累積虧空與邊水累積侵入量比值可以得出，聚驅前邊水補充94.6%地層虧空體積，聚驅過程中，邊部有7 口受效井，見效率為38%，油井采出水氯離子425～532 mg/L，邊部未見效井采出水氯離子與地層水氯離子相近，說明邊水能量強，導致邊部油井見效率低，且邊部油井見效后增油降水幅度較小。

圖3 三面環水模型Fig.3 Model with three sides of water

圖4 邊水對采收率的影響Fig.4 Influence of edge water on recovery factor

2.2 不規則井網單向竄流對聚驅效果的影響

注采井網在油田開發中非常重要，聚驅階段井網完善程度越高，油井的受效方向越多，單向竄流發生的可能性就相對越小[11-13]。統計結果表明：三向及三向以上的多向受效井見效率高，且聚驅后期竄流程度相對較低[14-16]。雙河核二段聚驅井網不規則，單向受效井占單元總井數三分之一以上，而多向受效井較少，導致聚驅后期單向竄流嚴重，調整難度較大，見效井回落速率快，導致聚驅后期單元穩產難度大。

2.3 地層堵塞導致聚驅產量下降

聚合物通過化學吸附和機械捕集，在多孔介質內發生滯留，高分子聚合物通過靜電作用或化學鍵力相互吸附，與地層細粉砂、黏土、膠質相互作用形成膠團。聚驅見效后，含水下降。混合液攜帶膠團運移后，部分膠團滯留在孔隙內，造成孔道過流斷面減小，液流阻力增加，堵塞液流通道，造成運移堵塞[17-19]。雙河核二段儲層埋深較淺，膠結類型以孔隙式為主，膠結物以泥質為主，壓實程度低，成巖作用差，膠結疏松，細粉砂含量較高。在天然水驅開發過程中，由于水的滲流阻力較小，在高含水條件下，油水混合液在地層中流動性能較好。聚驅見效后，含水下降，高黏度原油混合液攜帶膠團運移，堵塞液流通道，造成運移堵塞[16-17]。堵塞層多分布在儲層相對較淺的層。堵塞后油井產液量降幅高達91.9%，嚴重影響聚驅成效（圖5）。

利用注聚段塞，結合縱向、平面剩余油的分布情況，針對強邊水小斷塊油藏聚驅階段生產動態、流線流場特征及剩余油分布潛力區變化，著重抑制邊水推進，促使邊部見效，控制聚驅竄流，促進均衡驅替，有針對性地優選深部解堵措施來提高單井產能，研究強邊水小斷塊普通稠油油藏聚合物驅后期改善開發效果的“三項”調整技術對策，控制遞減，促進單元平穩運行。

圖5 雙河油田核二段聚驅過程中油井堵塞前后變化情況Fig.5 Change before and after plugging by polymer flooding with 2nd member of Hetaoyuan Formation in Shuanghe Oilfield

3 改善開發效果技術對策

3.1 邊水抑制技術研究

3.1.1 建立地質模型

根據核二段三面鄰水的油藏特點，結合聚驅井網條件，建立邊部2口油井對應中心構造高部位一口注入井的強邊水單層典型模型。選擇有代表性的地質參數和注采參數，參考雙河核二段物性參數，取孔隙度23.4%，滲透率0.5 μm2，計算得出邊水入侵量為地質儲量的4.68倍。

3.1.2 邊部合理注采比研究

界定模型開采時間為3 a。在油井產液量不變的情況下，調整水井注入量，設計11種注采比方案進行數值模擬，分別為0.7、0.8、0.9、1.0、1.1、1.2、1.3、1.4、1.5、1.6、1.7（圖6）。受強邊水作用，注采比偏小，聚合物驅替受限，油水井井間剩余油飽和度較高，說明驅替效果不好。隨著注采比的增加，井組驅替效果逐漸變好。當注采比增加至1.3時，井間剩余油得到有效驅替，提高采收率幅度最高，出現拐點，但隨著注采比持續加大，內部驅替作用過強導致剩余油外溢（圖7）。

圖6 不同注采比下井組驅替情況Fig.6 Displacement situation by different injectionproduction ratio

圖7 不同注采比下邊部油井提高采收率Fig.7 EOR by different injection-production ratio

3.2 聚竄控制技術研究

3.2.1 建立地質模型

根據強邊水小斷塊油藏雙河核二段聚驅井網井距，建立注采井距為130 m 的一注四采非均質模型。模型為單層，網格數為20×20×3。

3.2.2 不同注采生產方式對抑制竄流的作用

采用非均衡注采方式，保持地層壓力，注水井配注80 m3/d。前3口井產液20 m3/d，第4口井產液30 m3/d，井組生產至發生竄流，數值模擬不同注采參數生產3 a的抑制竄流結果（圖8）。

第一種方式：水井配注量大幅下調，4 口油井采液量保持不變；

第二種方式：水井注水量不變，竄流方向油井產液量大幅度下調至15 m3/d；

第三種方式：水井注水量不變，竄流方向油井調停。

結果表明：小井距井網聚驅過程中油井停產有利于減緩聚竄，促進均衡驅替，且停產3 a 后剩余油重新富集。

圖8 不同注采參數對抑制竄流的影響Fig.8 Influence of different injection-production parameters on fluid channeling control

3.3 普通稠油聚驅后期解堵技術研究

地層疏松、細粉砂含量較高的普通稠油油藏聚驅過程中，混合液攜帶膠團運移，堵塞液流通道，造成運移堵塞。以礦場生產為依據，結合解堵半徑和替代井生產效果，研究堵塞半徑。聚驅初期，油井近井地帶堵塞，降黏解堵效果好，說明僅依靠化學藥劑降黏解堵效果較好；聚驅中期，隨著聚驅見效，采出端含水持續下降，結合替代井及解堵效果得出堵塞半徑大于2～3 m，降黏解堵效果變差；聚驅后期，堵塞半徑進一步擴大到18 m以上。依靠單純的化學藥劑在近井距范圍內解堵效果變差甚至無效。根據堵塞半徑研究結果，提出深部擠壓充填防砂解堵方法，解堵半徑達到31～46 m。

4 現場應用

在雙河油田核二段強邊水小斷塊油藏應用上述生產方式，改善聚驅后期開發效果明顯，實際聚驅曲線優于預測曲線（圖9）。邊部注采比由1.15 調整至1.3左右，調整后新增見效井3口，邊部油井見效率由38%提升至75%，其中K0209井調整前見邊水，調整后復產日產油為1.8 t，含水降至96 %。油井停產5層，調剖水井6口，實施后液流轉向4口井，持續見效3 口井，其中淺平1 井與K0201 井位于同一井組。聚竄方向上的淺平1井停產后，原弱勢方向上的K0201井持續見效，日增產能1.5 t。2口井擠壓充填防砂解堵，產液量由16.3 t/d 上升至73.5 t/d，產液量大幅度提高，有效解決了油井運移堵塞低產液量的問題。通過以上技術對策的礦場應有，日增產能24.9 t，累計增油0.9×104t。方案設計聚驅遞減期增油2.35×104t，提高采收率1.79%，實際增油2.72×104t，提高采收率2.07 %；遞減期單元產量平穩運行，綜合遞減僅5.18%，礦場效果達到預期。

圖9 雙河油田核二段聚驅預測曲線（2018年底）Fig.9 Prediction curve of polymer flooding about 2nd member of Hetaoyuan Formation in Shuanghe Oilfield（at the end of 2018）

5 結論

1）強邊水油藏聚驅過程中，邊部井組注采比為1.3 左右，邊部滯留區剩余油得到有效驅替，提液采收率增幅最大。

2）針對小井距聚驅井網單井點竄流，竄流方向油井停產有利于弱勢方向液流轉向，促進平面均衡驅替，停產3 a 后竄流井區形成小尺度剩余油，具備再動用潛力。

3）普通稠油油藏聚驅后期，地層堵塞半徑持續增加，擠壓充填防砂解堵技術可以有效提高堵塞井的產液量，達到解除聚驅深部堵塞，擴大聚驅效果的目的。