下二門油田改善二次聚合物驅開發效果實踐與認識

熊 英，董文龍，戴亞偉，常曉平，申 進，周永強

（1.中國石化河南油田分公司石油勘探開發研究院，河南南陽 473132；2.中國石化河南油田分公司第一采油廠；3.中國石化河南油田人力資源開發中心）

聚合物驅技術目前已成為我國大慶、勝利、河南等油田提高采收率的主要手段之一［1－2］。由于油藏地質條件和開采工藝的限制，聚合物驅采收率增幅只有10%左右，聚驅后仍有約50%原油殘留在地下［3－4］。下二門油田 H2Ⅱ層系在一次聚合物驅提高采收率11.02個百分點的基礎上，于2006年8月開展了二次聚合物驅礦場試驗。為改善試驗聚驅效果，根據二次聚驅見效特征及剩余油分布狀況，提出了部分井提高注聚濃度、追加段塞、部署完善井及動態調配，來進一步擴大聚驅波及體積、提高增油幅度的設想［5］。

1 試驗區概況

下二門油田H2Ⅱ層系為近物源三角洲前緣沉積，油層埋深928～1050 m，巖屑長石砂巖，儲層膠結疏松、孔隙度大，滲透率高、巖心分析平均孔隙度23.7%，滲透率2.33μm2，滲透率變異系數0.85。油藏流體低溫、高粘、低礦化度，地層溫度50℃，地下原油粘度72.6 mPa·s；地層水總礦化度為2127 mg／L；原始地層壓力9.8 MPa，飽和壓力8.0MPa，地飽壓差1.8 MPa。

該層系于1978年9月投入開發，次年12月注水；1996年8月實施一次聚合物驅（注聚濃度1000～1200 mg／L，段塞0.43 PV），2000年3月轉入后續水驅。截止2006年7月一次聚驅提高采收率11.02%，單元采出程度37.8%；于2006年8月進行二次聚合物驅，其注采井網在一次注聚井網基礎上，將主體區的3口油井轉注聚合物，在注入平衡區將其它層系采油井上返本層系1口；方案設計注聚濃度1800 mg／L，注聚段塞0.22 PV。

2 二次聚驅見效特征

為使二次注聚有效擴大波及體積，首先對所有即將注聚的井實施深度調剖（注入0.3 PV），并對層間滲透率差異大的2口井實施分注。此次二次注聚的開采見效特征主要表現為多向受效的油井和為完善井網進行大幅度調整的油井，其增油降水幅度大。

H2Ⅱ層系注聚井對應油井的見效情況見表1。可以看出，多向受效油井增油幅度和降水幅度明顯較大，增油倍比達到2.4；兩向受效井和單向受效井效果相對差。可見，提高聚驅儲量控制程度、增加油井多向受效率，對保證聚驅增油幅度十分重要。

層系不同區域油井增油效果差異也較大，與一次聚驅井網對比，二次聚驅井網調整力度大的區域油井見效率及增油幅度均較高，二次聚合物驅的調整區域，即3口油井轉注聚后對應的8口油井全部見效。

通過對該層系一次聚驅對應油井在二次聚驅階段見效狀況的統計分析（見圖1，圖2，表2）可知：二次聚驅中井網調整新增受效方向的井，增油降水效果顯著，增油倍數4.4，與一次聚驅效果接近；而前后兩次聚驅中受效方向不變的6口油井效果較差，增油倍數僅1.17，明顯低于一次聚驅效果。顯然井網調整改變液流方向，是促使二次聚驅擴大波及體積增油見效的主要因素之一。

表1 H2Ⅱ層系二次聚驅對應油井見效情況對比

圖1 新增受效方向油井開采曲線

圖2 老方向受效井開采曲線

3 改善聚驅效果的方法

3.1 提高注聚濃度和粘度，建立更有效的地下滲流阻力場

下二門H2Ⅱ層系屬于高滲、高粘、強非均質性油藏。一次注聚期間井口粘度30～40 mPa·s，由于油藏局部滲流優勢通道發育，雖然實施了調剖，但聚竄仍較嚴重；二次聚驅方案設計注聚濃度1800 mg／L，粘度提高到60～80 mPa·s，注聚初期仍有4口注聚井注入壓力上升幅度小、未建立有效的流動阻力，故將注聚濃度提高到2200 mg／L，使注入壓力上升2～4 MPa；在地面混配暴氧除硫工藝實施后，單元再次大幅提高了注入粘度，達到120 mPa·s以上，單元平均注入壓力由注聚前的4.1 MPa提高到9.8 MPa，上升5.7 MPa，遠高于一次聚驅的平均注入壓力上升值1.3 MPa（表3）。通過提高驅劑注入粘度建立了更為有效的地下滲流阻力場，從而保證增油效果的延續。

表2 一次與二次聚驅對應油井增油降水指標對比

通過注聚粘度的大幅上升，單元日產油由注聚前40.4t增至67.1 t，綜合含水由注聚前93.3%下降到89.8%。單元實際日產油與預測指標接近，但仍未達到預測產量高峰值，該階段提高采收率0.64%。

表3 H2Ⅱ層系一、二次聚驅注入指標對比

3.2 低效井側鉆和潛力區部署新井擴大聚驅波及體積

由于斷層及物性影響，H2Ⅱ層系一次聚驅后局部區域井網未有效控制，使這些部位剩余油相對集中，斷層附近、井網未控制和壓力平衡區剩余油富集，位于層系北部5號大斷層附近的Q19井，距Q25、Q26兩口注聚井較遠，且注采井間存在物性較差的分流間灣，造成驅劑在該方向難以推進，兩次聚驅Q19井都未見效，故于2008年10月從Q19井往南側鉆90 m，側Q19投產初日產油達到15.9 t，含水35.6%，并見到聚驅的持續增油效果；另一口采油井Q24井位于層系中部發育的11號和12號小斷層間，由于注采不對應、開發后期產能很低，考慮到11號斷層南部附近無采油井點，剩余油難以動用，故于2008年11月，由Q24井側鉆到11號斷層南部獲得高產（日產油17.8 t，含水50.5%）。鑒于二次注聚過程在剩余油潛力區完善井網取得好效果，2009年至2010年又相繼在油水邊界及上傾部位利用低效井上返補孔和部署完善井，油水邊界附近低效井試采層段初期日產油2～5 t，含水77.2%～86.3%；上傾部位完善井投產初期日產油11 t，含水76.0%。不同部位井層的投產效果證實，水驅和聚驅后地下剩余油的二次運移形成了新的剩余油富集區，通過完善井可擴大聚驅波及體積。

3.3 合理動態調配提高油井見效率，適時追加段塞延長見效期

利用油藏典型模型，研究多層非均質儲層聚驅合理的提液時機及效果結果表明：對于多層非均質地層，聚驅時提液的增油效果均好于聚驅不提液的效果，在油井見效時提液效果最佳，分別比不提液提高采收率0.38%～0.74%，高峰期后再提液增油效果明顯降低。根據油藏地質條件及剩余油分布，優選H2Ⅱ層系2口已見效的油井實施提液，措施實施后油井日增液量33.8 t，日增油4.6 t，含水下降1.8～2.7個百分點，聚驅效果得到進一步擴大（表4）。

另外針對H2Ⅱ層系南部淺1注聚井對應油井見效不理想的狀況，于2008年1月對淺1井實施二次調剖，并于2008年11月將注入量提高40%后，對應2口采油井（J6－131、J6－121）增油降水效果明顯，J6－131井日增油14.4 t，含水下降17.3個百分點（圖4），J6－121井日增油6.6 t，含水下降8.1個百分點。合理動態調配進一步提高了油井見效率。

表4 H2Ⅱ層系二次注聚油井提液效果對比

圖3 J6－131井二次聚驅開采曲線

由于采取了以上多項調整措施，二次聚驅產油量持續保持穩中有升的勢頭。當二次注聚至方案設計段塞0.22 PV時，H2Ⅱ層系正處于增油上升階段。故根據單元整體見效情況，通過技術和經濟評價及時追加注聚段塞至6.7 PV，從而有效延長了二次聚驅的增油降水見效高峰期，顯著提高了二次聚驅的開發效果。

4 二次聚驅效果

下二門H2Ⅱ層系通過上述系列調整工作，使二次注聚日產油由2008年9月調整前的67.1 t大幅上升至123.7 t，并持續保持較高的水平，綜合含水也由89.8%繼續下降到86.4%（圖4）。二次注聚見效高峰期增油倍比達到3.04，階段提高采收率4.96個百分點，噸聚換油率21.3 t／t。二次聚驅取得了顯著的增油降水效果。說明一次聚驅后在認清剩余油分布特點的基礎上，通過提高注聚濃度、完善井網、最大限度改變液流方向及合理動態調配，可實現二次聚驅進一步擴大波及體積和提高采收率的目標。

圖4 下二門H2II層系二次聚驅方案預測與實際開發指標對比

［1］王德民，程杰成，吳軍政，等.聚合物驅油技術在大慶油田的應用［J］.石油學報，2005，26（1）：74－78.

［2］王啟民，冀寶發，隋軍，等.大慶油田三次采油技術的實踐與認識［J］.大慶石油地質與開發，2001，20（2）：5－12.

［3］李洪生，鐘玉龍，董文龍，等.下二門油田H2II油組二次聚合物驅提高采收率技術現場應用［J］.大慶石油地質與開發，2009，28（6）：286－289.

［4］鄔俠，孫尚如，胡勇，等.聚合物驅后剩余油分布物理模擬實驗研究［J］.大慶石油地質與開發，2003，22（5）：55－57.

［5］薄純輝，張小衛，劉軍，等.聚合物驅后提高原油采收率對策研究［J］.鉆采工藝，2007，30（5）：156－157.