中低滲透單一河道儲層聚合物驅的可行性研究

王廣霞　(中石油大慶油田有限責任公司第九采油廠，黑龍江 大慶 163853)

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中低滲透單一河道儲層聚合物驅的可行性研究

王廣霞(中石油大慶油田有限責任公司第九采油廠，黑龍江 大慶 163853)

[摘要]針對中低滲透單一河道儲層開發后期注水易沿河道中部突進，導致注水波及系數小，常規水驅調整及剩余油挖潛效果差的問題，開展了中低滲透單一河道儲層聚合物驅的可行性研究。優選出適合中低滲透單一河道儲層聚驅的聚合物分子量為1200×104～1600×104。優化注入參數，即聚合物驅注入質量濃度為1000mg/L，注入速度為0.06PV/a，聚合物用量為300mg/(L·PV)，可以實現有效滲透率在100mD以下儲層的有效注入。通過分析中低滲透單一河道儲層聚驅效果的影響因素，表明當聚驅控制程度大于80%、驅替距離165m時聚驅效果較好。該研究提高了中低滲透單一河道油藏的采收率，為該類油藏后期挖潛提供了借鑒。

[關鍵詞]中低滲透儲層；河道砂體；聚合物驅；注入參數

敖古拉油田塔2區塊位于敖古拉大斷裂東側，為一東南傾沒的單斜，沒有完整的構造圈閉，僅在北部的2號井區有一局部的構造高點。開采層位為薩爾圖油層的薩零組，為巖性圈閉型油藏。屬三角洲前緣亞相水下分流河道沉積，正韻律，砂體呈條帶狀南北展布，砂體寬度為300～500m。儲集層物性中等偏低，平均有效孔隙度22.9%，空氣滲透率232.7mD，有效滲透率77.6mD。塔2區塊于1988年投入開發，1991年轉入注水開發，2001年外擴8口井。注水開發20年來，通過采取注采系統調整、早期周期注水、化學淺調剖、外擴鉆井等措施，取得了較好的開發效果。截至2011年9月，油田共有油水井16口，其中采油井9口，日產油5.5t，采油速度0.34%，采出程度33.41%，綜合含水率91.1%；注水井7口，注水壓力6.2MPa，日注水135m3。目前已進入高含水期開發階段，油層水淹程度高，剩余油分布零散，依靠常規水驅調整無法實現有效挖掘剩余油提高采收率的目的。

1注水開發存在的問題

圖1　塔2區塊數值模擬含油飽和度圖

1)注入水沿河道突進導致常規水驅調整效果變差針對區塊為窄小河道砂體，注水易沿河道方向突進的特點，1991年開始采取短周期的周期注水方式，控制區塊含水率上升速度。到1996年，區塊含水率一直保持在10%以下，說明周期注水能夠有效延緩注入水單向突進，延長低含水及無水采油期。1994年油井開始陸續見水，到1997年油井全部見水，由于注入水沿河道中部推進，導致油層水淹，含油飽和度只有0.4046(圖1)，以中高水淹為主，部分油井含水迅速上升，繼續按常規水驅方式調整已難以控制油井含水上升速度。

2)高含水期常規剩余油挖潛措施效果較差正韻律河道沉積儲層在注水開發時，受重力分異作用影響，層內注入水易沿底部突進，導致油井含水上升速度快[1]。30號井的薩零組碳氧能譜測試資料(圖2)表明，薩零組內水淹厚度比例大，為69.82%。油層上部含水相對較低，含油飽和度相對較高，1158.3m以下含水高，水淹程度高。針對注入水沿厚油層底部突進的特點，為挖潛油層上部剩余油，于2007年9月對30號井開展了層內堵水試驗，封堵下部有效厚度5.2m，堵后日增油0.4t，累積增油90t，有效期只有6個月。

2聚合物驅提高采收率技術

2.1聚合物分子量的確定

塔2區塊油層巖性為碎屑巖，單層有效厚度大于2m，地層溫度60℃，地層滲透率232.7mD，變異系數0.59，原油密度0.85g/cm3，地層原油黏度6mPa·s，礦化度7665mg/L。依據聚合物提高采收率篩選標準，塔2區塊適合開展聚合物驅提高技術。

當滲透率平方根與聚合物分子回旋半徑之比大于1.5時，聚合物不會對油層造成堵塞。塔2區塊油層平均空氣滲透率為232.7mD，對應的聚合物分子量不能超過1500×104(表1)。

圖2　30號井薩零組碳氧能譜測試成果圖

聚合物分子量/104對應回旋半徑/μm對應滲透率平方根下限/μm對應滲透率下限/mD3000.0760.114136000.1480.222497500.2610.39215310000.2830.42518015000.3420.513263

選取塔2區塊巖心井對薩零組油層開展聚合物驅替試驗，得到巖心滲透率為200mD，因此選用700×104～900×104分子量聚合物注入性能較好。該分子量的聚合物溶解性能好，注入能力強。但隨著聚合物分子量的降低，其體系黏度下降幅度較大，選用低分子量聚合物時，可以根據實際情況適當提高注入質量濃度。

2.2應用數值模擬優選注入參數

2.2.1聚合物溶液注入質量濃度的選擇

隨著注入聚合物段塞濃度的增加，含水率下降幅度增加，聚合物驅的最終采收率增加。因此在油層注入能力允許的情況下，可以適當提高聚合物溶液的質量濃度，但是注入聚合物質量濃度越高，注入液黏度也越高，相應的注入壓力也會上升得過高，導致注入困難[2]。因此聚合物注入質量濃度的選擇應考慮現場實施的可行性，確定滿足注入條件下的最大注入質量濃度。根據同類油田礦場試驗，為保證正常注入，較為合理的質量濃度范圍應在1000mg/L左右，如杏南油田、葡北油田聚合物溶液質量濃度在800～1000mg/L時油層沒有發生堵塞。

塔2區塊注入清水水質分析，對注聚影響較大的鈣、鎂離子質量濃度分別為20.64、9.48mg/L，總礦化度為414.1mg/L，各項指標滿足配制聚合物的要求。由聚合物清水體系黏度與質量濃度關系(表2)可知，隨聚合物分子量的增加，其體系黏度越大。因此，選擇800×104分子量聚合物溶液，注入質量濃度1000mg/L，在現場注入時可根據實際情況適當調整注入質量濃度。

表2　聚合物清水體系黏度與質量濃度關系

2.2.2聚合物溶液注入速度的選擇

當油層注入聚合物溶液后，由于增加了注入溶液黏度，流體滲流阻力增加，尤其是注入初期由于注入井井底附近滲透率下降較快，而導致注入壓力大幅上升；當近井地帶油層的吸附捕集達到平衡后，滲流阻力趨于穩定，注入壓力也趨于穩定或緩慢上升，注入速度對聚合物溶液的黏度比較敏感，同時還受油藏物性和注采井距等因素的影響[1]。聚合物注入速度的選擇主要依據注入的聚合物溶液黏度、壓力上升空間、注采井距，既要考慮油層注入能力的限制，也要考慮到對采油井維持足夠的供液能力，縮短開發周期[3]。井口最大注入壓力與注入能力的關系:

式中：Vmax為最大注聚速度，PV/a；pmax為井口最高注入壓力，MPa；Imin為注聚時每米吸水指數，m3/(d·m·MPa)；L為注采井距，m；φ為油層孔隙度，%。

計算在不超過油層破裂壓力情況下，不同吸水指數的允許注入速度和注聚量，如表3所示。區塊注

表3　注聚合物后注入能力與吸水指數關系

表4　聚合物用量與采收率關系表

水時每米吸水指數平均3.8m3/(d·m·MPa)，注聚相比注水時吸水指數下降幅度一般在30%～70%，結合現場實際確定注聚速度為0.06PV/a，單井注聚量53m3/d。

2.2.3聚合物用量確定

聚合物用量越大，最終采收率越高，但當用量達到一定程度后，提高采收率幅度隨用量增加變化不大，噸聚增油量不斷降低。在注入速度0.06PV/a，質量濃度1000mg/L的條件下，選取聚合物用量在300、400、500mg/(L·PV)時，采收率提高值分別為8.03%、8.75%、8.91%，提高幅度差異不大(表4)，因此確定試驗區塊聚合物用量為300mg/(L·PV)。

2.3聚合物驅現場注入效果

2011年9月21日開始注聚，初期注入壓力8.7MPa，注入聚合物分子量700×104～950×104，注入質量濃度1000mg/L，井口黏度27.5mPa·s，注入壓力上升速度較慢；為提高注聚效果，2012年6月質量濃度調整到1200mg/L；2012年12月分子量調整為1200×104～1600×104，質量濃度調整到1000mg/L；2015年6月質量濃度調整到1500mg/L。截至2015年12月累計注入地下孔隙體積0.22PV，聚合物用量234mg/(L·PV)。

2.3.1儲層動用狀況得到改善

有效滲透率低于100mD的儲層聚合物驅容易堵塞地層，塔2區塊有效滲透率77.6mD，注聚5a，注聚壓力上升了4.5MPa，上升幅度與儲層物性相近的其他區塊壓力基本一致。從注入剖面看，隨著注入壓力升高，聚合物溶液開始進入低滲帶，注入剖面得到改善。統計7口井注入剖面資料，平均單井吸水厚度增加0.8m，平均砂巖厚度吸水比例提高11.5個百分點(表5)。實現有效滲透率在100mD以下儲層中分子量聚合物的有效注入。

表5　塔2區塊不同厚度層注聚前后吸水狀況統計表

注：“+”表示提高值；“-”表示減少值。

2.3.2提高中滲透單一河道砂體油藏的采收率

注聚5個月后周圍油井開始受效，全區日產油由5.5t增加到14.9t，階段累計增油1.16×104t，噸聚增油20.2t；階段采出程度35.9%，采收率提高了2.0個百分點。受效好的35號井的變化規律與區塊整體數值模擬結果對比(圖3)，在含水率下降初期(0～0.126PV)，35號井的實際含水率下降期比預測含水率下降期要早。在注入聚合物溶液0.034PV時，全區的預測含水率為82.5%，而35號井實際含水率為44.5%，低38.0個百分點。在含水率下降后期及含水率上升初期(0.126～0.160PV)，實際含水率下降幅度明顯好于預測結果，在注入聚合物溶液0.160PV時，全區的預測含水率為82.45%，而35號井實際含水率為71.10%，低11.35個百分點。含水率開始回升期(0.160～0.279PV)，比預測含水率上升期要早，但含水率上升的速度，與預測曲線的變化趨勢基本一致。通過對比得到含水率最低下降45.1個百分點，噸聚增油55.7t，階段累計增油6316t，采出程度提高了7.28個百分點。

圖3　35號井聚驅實際與數模預測對比曲線

3影響單一河道砂體儲層聚驅效果的因素

3.1聚驅控制程度高是油井受效程度高的主要原因

現場試驗表明，聚驅控制程度在70.0%以上，聚驅效果較好。由于塔2區塊受砂體發育不完善影響，聚驅控制程度僅為60.4%，從單井受效情況看，聚驅控制程度高、油井受效好(表6)。

表6　塔2區塊注聚前后油井受效情況對比表

3.2注采井距大、聚合物滯留量高是降低聚驅效果的重要原因

現場試驗表明，長垣聚驅一二類油層注采井距在150～250m，塔2區塊接近于長垣三類儲層，試驗注采井距300m。示蹤劑監測結果表明，塔2區塊采出端的聚合物質量濃度不足注入端的10%，存聚率達90%，注采井距大造成聚合物在地層中被大量吸附滯留和剪切降解，降低了聚合物的驅替效果。

2014年4月為縮短注聚井距，促進油井受效，在28號井與32號井之間加密兩口注聚井，加密后驅替距離由原來的300m縮短到165m，有效促進了油井受效，加密井投注40d后，周圍30號和2號2口油井受效，井組日產液增加了6.0t，綜合含水率下降了3.1個百分點，日產油增加了1.4t(表7)。

表7　塔2區塊加密井周圍油井受效前后對比表

4結論

1)中低滲透單一河道儲層開發后期注水易沿河道中部突進，導致注水波及系數小，常規水驅調整及剩余油挖潛效果差。

2)通過巖心驅替試驗，優選出適合中低滲透單一河道儲層聚驅的聚合物分子量為1200×104～1600×104；優化出了適合中低滲透單一河道儲層的聚合物驅注入參數，即注入質量濃度1000mg/L，注入速度0.06PV/a，聚合物用量300mg/(L·PV)。

3)通過優化聚合物分子量和注入參數，可以實現有效滲透率在100mD以下儲層的有效注入。

4)聚驅控制程度和驅替距離是影響聚驅效果的重要因素，對于中低滲透單一河道儲層聚驅控制程度大于80%、驅替距離165m時聚驅效果較好。

[參考文獻]

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[編輯]帥群

16 Feasibility Study on Polymer Flooding in Middle and Low Permeability and Single Channel Reservoirs

Wang Guangxia

(Author’sAddress:The9thOilProductionPlant，DaqingOilfieldCo.Ltd.,PetroChina,Daqing163853，Heilongjiang,China)

Abstract:In consideration of the problems of small swept coefficient and poor efficiency of conventional waterflooding adjustment and tapping the potential of remaining oil induced by water breakthrough along the middle channel in the low permeability and single channel reservoir at the late stage of reservoir development, a feasibility study was carried out on the polymer flooding in low permeability and single channel reservoirs.The molecular weight of polymer of 1200×104～1600×104，which was suitable for polymer flooding in low permeability and single channel reservoirs, was chosen, the parameters of polymer flooding with the concentration of 1000mg/L and the injection rate of 0.06PV/a and its dosage of 300mg/(L·PV) were optimized, by which the effective injection of polymer with effective permeability of 100mD could be implemented.By analyzing the influencing factors of polymer flooding in the mid-low permeability and single channel reservoirs, the results show that the polymer flooding effect is better when the control degree is greater than 80% and the displacement distance is 165m.This study improves the oil recovery in the low permeability of single channel reservoirs，it provides reference for the potential tapping in the reservoirs at the late stage of development.

Key words:middle and low permeability；channel sand body；polymer flooding；injection parameter

[文獻標志碼]A

[文章編號]1673-1409(2016)11-0016-06

[中圖分類號]TE357.461

[作者簡介]王廣霞(1965-)，女，工程師，長期從事油田開發動態管理工作，1508257606@qq.com。

[收稿日期]2016-01-03

[引著格式]王廣霞.中低滲透單一河道儲層聚合物驅的可行性研究[J].長江大學學報(自科版),2016,13(11):16～21.