小井距高濃度聚驅后現場試驗效果評價研究

胡良峰

(中石油大慶油田有限責任公司勘探開發研究院,黑龍江 大慶 163712)

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小井距高濃度聚驅后現場試驗效果評價研究

胡良峰

(中石油大慶油田有限責任公司勘探開發研究院,黑龍江 大慶 163712)

聚驅后剩余油分布零散，挖潛難度大，開采成本高，是目前三次采油技術在油田開發上面臨的一個重要課題。從技術上對聚驅后小井距高濃度聚驅的適用性進行研究，認為井網加密是聚驅后取得較好開發效果的前提，合理的流度控制與注采平衡是聚驅后取得好效果的重要條件。利用內部收益率和投資回收期這兩項經濟評價指標對聚驅后小井距高濃度聚驅在經濟上的可行性進行評價研究.研究表明：聚驅后小井距高濃度聚驅無論在技術上還是在經濟效益上均具有較強的適用性，可作為聚驅后油田開發上的一種有效的手段。

井網加密；流度比；內部收益率；投資回收期

1　試驗區概況

試驗區位于大慶油田北東塊喇11-28井區，試驗層位葡Ⅰ1-2層，面積0.67km2，地質儲量139.8×104t，孔隙體積236.6×104m3，砂巖厚度17.6m，有效厚度13.4m，有效滲透率0.424D。在充分利用原葡Ⅰ1-2油層聚驅井網基礎上，將原212m五點法面積井網調整為106m五點法面積井網，試驗區總井數61口，其中注入井25口，采油井36口。

試驗區于1996年7月開始注聚，2000年11月全部轉入后續水驅。常規聚驅階段平均注入速度0.15PV/a，注入質量濃度998mg/L，注入油層孔隙體積0.67PV，聚合物用量為669PV·mg/L，聚驅累計增油20.58×104t，提高采收率12.36個百分點，區塊葡Ⅰ1-2層采出程度為53.5%。2010年10月試驗區油水井陸續投產，其中新鉆井51口(注入井15口，采油井36口)，原注聚井利用投注8口，油井轉水井投注2口。試驗區空白水驅階段平均注入壓力8.1MPa，注清水29.2×104m3，注入油層孔隙體積0.14PV。

2　方案設計

室內研究表明聚驅后的高濃度聚驅能進一步提高采收率[1]。聚驅后滯留在油層中的聚合物溶液黏度比原油還高，要進一步提高采收率，注入體系要比滯留聚合物溶液具有較低的流度比，才能起到擴大波及體積的作用[2]。結合室內試驗的研究成果，完成了小井距高濃度聚驅試驗方案設計。試驗方案：聚合物注入質量濃度為3500mg/L，聚合物段塞為0.5PV；注入2500萬分子量聚合物，注入質量濃度3500mg/L，注入速度0.2PV/a，注入油層孔隙體積0.5PV，聚合物用量1750PV·mg/L。預計提高采收率8個百分點以上。

3　試驗進展及效果評價

3.1試驗進展

2015年9月平均注入壓力12.6MPa，比空白水驅高4.5MPa，與常規聚驅階段壓力升幅相近；視吸水指數3.1m3/(d·MPa)，與空白水驅相比下降了55.1%，與常規聚驅階段降幅相近。注采壓差逐步增大，由水驅階段的13.1MPa增加到目前的17.8MPa增加了4.7MPa。井間壓力梯度由212m的0.07MPa/m增加到106m的0.17MPa/m，提高2.43倍。油層有效厚度動用比例為87.0%，比空白水驅高12.8個百分點，與一次聚驅相當，見效井采出液中氯離子含量明顯升高，增加了新的出油部位。試驗區注入高濃度聚合物0.095PV后油井開始見效。2015年9月中心區16口采油井平均日產液650t，日產油39t，綜合含水率95.0%,采聚質量濃度675mg/L。與注入高質量濃度聚合物溶液前相比，日增油24t，含水下降6.0個百分點。

3.2效果評價

3.2.1井網加密是聚驅后取得較好開發效果的前提

為了研究井網加密對聚驅后開發效果的影響，利用數值模擬來模擬北東塊喇11-28井區3種不同布井方式的開發效果。3種布井方式是：①井網抽稀形成大五點井網；②利用其他井網轉成反九點井網；③井網加密形成小五點井網。數值模擬3種不同布井方式的采收率提高值：井網加密形成小五點井網>利用其他井網轉成反九點井網>井網抽稀形成大五點井網，且井網加密形成小五點井網與利用其他井網轉成反九點井網(井網不加密)相比較能多提高采收率1.56個百分點。由此可見，井網加密能夠在一定程度上有效地動用聚驅后剩余油，進一步提高采收率。

3.2.2合理的流度控制與注采平衡是聚驅后取得好效果的重要條件

北東塊試驗區總共有16個中心井組，其中流度比和注采比合理的12個中心井組，見到了較好的開發效果，平均單井含水率下降9.5%，最高增油倍數5.3。依據這16個中心井組的采收率提高值，將這16個中心井組共分為3類(見表1)：Ⅰ類井采收率提高值大于6%；Ⅱ類井采收率提高值介于3%～6%之間；Ⅲ類井采收率提高值小于3%。

表1　北東塊試驗區中心井組流度比及注采比情況

圖1　Ⅰ類井含水率變化曲線(5口)

圖2　Ⅱ類井含水率變化曲線(7口)

圖3　Ⅲ類井含水率變化曲線(4口)

Ⅰ類井流度控制和注采比合理。從沉積相帶圖上看，主產層位于河道邊部，一次聚驅時注采連通較差，采出井周圍存在剩余油富集區。Ⅰ類井含水變化情況見圖1，Ⅰ類井含水變化曲線呈“V”字形，含水率前期隨注入孔隙體積的增加而逐漸降低；當含水率下降到最低點時，隨著注入孔隙體積的增加又緩慢上升。當注入孔隙體積為0.2PV時，含水率下降幅度最大，達到10.2個百分點，最大增油倍數達到6.6。

Ⅱ類井流度控制和注采比合理。從沉積相帶圖上看，主產層位于大面積河道，一次聚驅注采完善，剩余油相對較少。Ⅱ類井含水率變化情況見圖2，Ⅱ類井含水率變化曲線呈“大波浪”形，整體上含水率變化幅度不大。含水率最大下降幅度達到4.6個百分點，最大增油倍數達到2.7。

Ⅲ類井流度控制不合理、注采不均衡。Ⅲ類井含水率變化情況見圖3，Ⅲ類井含水率變化曲線呈“小波浪”形，整體上含水率變化幅度非常小，含水率趨于穩定。含水率最大下降幅度只有2.0個百分點，最大增油倍數只有0.6。

綜合以上分析可以看出，合理的流度控制和注采關系的平衡能夠有效地動用剩余油，是聚驅后取得好效果的重要條件[3]。

4　經濟評價

截至2015年8月，北東塊小井距高濃度聚驅后試驗區中心區增油4.85×104t，階段提高采收率6.2個百分點；目前含水率96.8%，按年含水率上升1.0個百分點預測，含水率達98.5%時可提高采收率8.05個百分點。為了更好地對北東塊聚驅后小井距高濃度聚驅試驗區進行經濟評價，引入了內部收益率(IRR)和投資回收期(Pt)這兩項經濟評價指標[4]。經過計算，北東塊聚驅后小井距高濃度聚驅內部收益率為13.7%，其盈利能力已滿足最低要求,在經濟上是可行的；投資回收期只有3.91年，而行業的基準投資回收期通過計算為5.68年，投資回收期小于行業的基準投資回收期。

5　結論

1)井網加密是聚驅后取得較好開發效果的前提。井網加密形成小五點井網與利用其他井網轉成反九點井網(井網不加密)相比較能多提高采收率1.56個百分點。

2)合理的流度控制與注采平衡是聚驅后取得好效果的重要條件。北東塊試驗區共有16個中心井組，其中流度比和注采比合理的12個中心井組，見到了較好的開發效果，平均單井含水率下降9.5%，最高增油倍數5.3。

3)北東塊試驗區聚驅后小井距高濃度聚驅試驗區的內部收益率13.7%，投資回收期3.91年，小井距高濃度聚驅能夠獲得較好的經濟效益 。

[1]李潔.大慶油田葡Ⅰ組聚驅后剩余油分布規律研究[D].北京:北京大學，2003.

[2]韓培慧，趙群，穆爽書，等.聚合物驅后進一步提高采收率途徑的研究[J].大慶石油地質與開發，2006，25(5)：81～84.

[3] 于洪文.大慶油田北部地區剩余油分布研究[J].石油學報，1993，14(1)：72～80.

[4] 張繼成，李朦，穆文志，等.聚合物驅后宏觀和微觀剩余油分布規律[J].齊齊哈爾大學學報，2008，24(1)：31～35.

[5] 楊二龍，宋考平，張勇，等.應用改進的POLYMER軟件研究聚合物驅后剩余油分布[J].石油鉆采工藝，2006，28(5)：38～41.

[編輯]黃鸝

2016-02-23

胡良峰(1986-)，男，助理工程師，從事聚驅后進一步提高采收率工作,hlf86611@126.com。

TE34

A

1673-1409(2016)14-0059-04

[引著格式]胡良峰.小井距高濃度聚驅后現場試驗效果評價研究[J].長江大學學報(自科版),2016,13(14):59～62.