大慶油田西區二類油層三元復合驅方法

劉　冰

( 大慶油田有限責任公司 第一采油廠，黑龍江 大慶　163111 )

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大慶油田西區二類油層三元復合驅方法

劉冰

( 大慶油田有限責任公司 第一采油廠，黑龍江 大慶163111 )

大慶油田西區二類油層平面、縱向非均質性強，井組油層條件差異大，采用一類油層均一化各種參數和調整方法難以滿足二類油層三元復合驅的要求，致使二類油層三元復合驅效果差。首先通過實驗建立大慶油田西區二類油層三元復合體系濃黏曲線、質量濃度與滲透率匹配關系模板；然后結合區塊滲透率分布、三元復合驅控制程度及已注三元復合驅區塊經驗，確定全區基本注入參數。通過精細油層地質解剖、單井量化井組分類和數值模擬，個性化設計大慶油田西區二類油層注入參數，提出適合西區二類油層不同類型井組的注入參數優化設計方法，優化全區及單井注入方案。結果表明：單井注入聚合物質量濃度為1.35～1.95 g/L，前置聚合物段塞為0.040 PV，主段塞(P+0.30% S+1.20% A)(質量分數)為0.350 PV，副段塞(P+0.15% S+1.00% A)(質量分數)為0.150 PV，后續聚合物保護段塞為0.250 PV時，儲層動用程度達到79.5%。相對于西區二類油層籠統三元復合驅注入聚合物，含水率下降3.76%，提高采收率1.70%。該方法可為其他類似區塊的三元復合驅開發提供指導。

二類油層； 三元復合驅； 方案優化； 井組分類； 大慶油田

0　引言

三元復合驅是指在注入水中加入堿(A)、低濃度表面活性劑(S)和聚合物(P)的復合體系驅油的一種提高原油采收率方法[1]。國外復合驅技術早期主要采用表面活性劑膠束—聚合物驅，成本高，并且國外油田大多為海上碳酸鹽巖高溫油藏[2-3]。我國采用低濃度復合驅體系，利用堿、表面活性劑的協同作用，降低油水界面張力達到超低數量級，同時采用抗鹽聚合物使污水配制驅替液黏度達到要求，進而產生提高驅油效率和擴大波及體積雙重作用[4]。勝利油田和新疆油田進行三元復合驅現場先導性試驗，采收率提高20%以上[4]。

大慶油田已開展6個三元復合驅先導性礦場試驗，取得較好的增油降水效果，試驗區中心井比水驅時提高采收率20%以上[5-7]。大慶油田主力油層大部分被聚合物驅動用，三元復合驅的可應用空間主要集中于剩余地質儲量相對較大的二類油層。隨著大慶油田主力油層聚合物驅產量逐年下降，需要在二類油層開展三元復合驅以實現產量的接替[8-10]。自2012年開展工業化二類油層三元復合驅示范區以來，由于二類油層平面、縱向非均質性強，井組油層條件差異大，均一化設計注入方案難以滿足不同井、不同層的開發需要，實施過程中單井注入參數個性調整難度大、開發效果井間差異大[11-14]。

大慶油田西區的三次采油開采對象為二類油層，采用石油磺酸鹽表面活性劑的弱堿三元復合體系作為三次采油驅替劑。為提高二類油層三元復合驅開發效果，開展二類油層復合驅注入方式優化研究，提出一種更適合于二類油層的復合驅注入方式，以最大限度地發揮二類油層的作用，提高大慶油田三元復合驅效果。

1　實驗

1.1設備

實驗材料：聚合物為大慶油田煉化公司生產的聚丙烯酰胺，其相對分子質量分別為1 200萬、1 600萬、1 900萬、2 500萬，有效質量分數為90%，其中將相對分子質量1 200萬～1 600萬的聚合物稱為中分體系，將相對分子質量1 600萬～1 900萬的聚合物稱為高分體系，將相對分子質量2 500萬的聚合物稱為超高分體系；表面活性劑為烷基苯石油磺酸鹽，大慶煉化公司生產，固含量為40%(質量分數)；堿為Na2CO3，現場用工業堿, 唐山三友化工股份有限公司生產；污水為西區下返區塊所屬西六注現場污水，礦化度為5.21 g/L;原油為大慶第一采油廠脫水原油，模擬油用航空煤油配制，在45 ℃溫度條件下黏度為10 mPa·s。

實驗儀器：Brookfield黏度計、FAI604s型電子天平、電動磁力攪拌器。

實驗巖心：人造巖心尺寸為4.5 cm×4.5 cm×30.0 cm，滲透率分別為100×10-3、300×10-3、500×10-3、700×10-3、900×10-3μm2。

1.2實驗方案及結果

1.2.1濃黏曲線

配制不同質量分數的P+0.10% S+1.00% A、P+0.30% S+1.20% A三元復合體系，改變聚合物質量濃度，測定體系的濃黏曲線(見圖1)。在聚合物質量濃度從0.80 g/L增加到2.40 g/L過程中，高分體系和超高分體系聚合物黏度從20 mPa·s增加到80 mPa·s以上；中分體系聚合物黏度從20 mPa·s增加到35 mPa·s，黏度增加較緩。低堿低表面活性劑三元復合體系的黏度略高于高堿高表面活性劑三元復合體系的，因為堿和表面活性劑增大三元復合體系的礦化度，聚合物分子的舒展性受到一定限制，使得黏度偏低。

圖1　二類油層三元復合體系質量濃度與黏度關系曲線Fig.1 Viscosity-concentration curve of ASP system

1.2.2匹配關系

對5種不同滲透率的人造巖心，分別注入3種相對分子質量的聚合物(1 200萬、1 600萬、2 500萬)、4種不同質量濃度的聚合物體系(1.00、1.50、2.00、2.50 g/L)，研究聚合物相對分子質量、質量濃度與滲透率的匹配關系[15](見圖2)。

圖2　三元復合體系聚合物相對分子質量、質量濃度與油層滲透率匹配關系Fig.2 The matching graph of polymer molecular weight and reservoir permeability in ASP system

3種相對分子質量的聚合物未發生堵塞，其中，在滲透率100×10-3μm2以上時，1 200萬相對分子質量聚合物的油層注入能力較好；在質量濃度大于2.50 g/L時，1 600萬相對分子質量聚合物對滲透率小于300×10-3μm2的油層注入能力較差；在質量濃度大于2.50 g/L時，2 500萬相對分子質量聚合物對滲透率小于500×10-3μm2的油層注入能力較差。以圖2為依據，將西區二類油層按照井組量化分類標準進行精細劃分，完成二類油層個性化分類的聚合物優選。

2　全區基本注入參數

2.1各階段聚合物相對分子質量

根據三元復合驅4個注入階段，采用前置聚合物段塞以調堵高滲透層為主，三元復合驅主、副段塞以降低界面張力、擴大波及體積、驅替中低滲透層為主的注入原則[16]。根據聚合物相對分子質量與油層匹配關系、區塊滲透率分布、三元復合驅控制程度及已注三元復合驅區塊經驗，確定全區聚合物相對分子質量。

圖3　聚合物相對分子質量與油層滲透率匹配關系Fig.3 Matching relationship between polymer molecular weight and permeability

巖心實驗結果表明，聚合物相對分子質量與巖心滲透率呈明顯正相關關系(見圖3)。在三元復合體系和聚合物體系中，1 200萬～1 600萬相對分子質量聚合物對滲透率大于100×10-3μm2的油層可以通過；在三元復合體系中，1 600萬～1 900萬相對分子質量聚合物對滲透率大于130×10-3μm2的油層可以通過；在三元復合體系中，2 500萬相對分子質量聚合物對滲透率大于180×10-3μm2的油層可以通過，在聚合物體系中，對滲透率大于220×10-3μm2的油層可以通過。總體上，相同相對分子質量聚合物在三元復合體系中更容易通過。

統計西區二類油層99口注入井不同滲透率分布，滲透率大于100×10-3μm2的注入井有效厚度比例為95.1%，滲透率大于130×10-3μm2的注入井有效厚度比例為92.5%，滲透率大于180×10-3μm2的注入井有效厚度比例為88.1%，三元復合驅主體相對分子質量選擇高分體系和中分體系，射開油層90%以上的有效厚度是適合的(見表1)。

表1　西區二類油層區塊注入井滲透率分級統計

西區二類油層區塊前置聚合物段塞相對分子質量設計結果見表2。由表2可以看出，對應注入1 200萬、1 600萬、2 500萬相對分子質量聚合物油層的三元復合驅控制程度分別為76.5%、73.0%、66.9%。以三元復合驅控制程度大于75%為技術界限，三元復合驅主體相對分子質量選擇中分體系。

由于2 500萬相對分子質量聚合物三元復合驅控制程度為66.9%、對滲透率大于300×10-3μm2的油層三元復合驅控制程度為50.9%，因此在前置聚合物段塞中，對油層發育好、滲透率高、三元復合驅控制程度高的注入井可以采用該種聚合物調堵高滲層。

西區二類油層三元復合驅區塊前置聚合物段塞采用超高分體系和中分體系2種相對分子質量，三元復合驅主、副段塞聚合物相對分子質量確定為超高分體系、高分體系和中分體系3種相對分子質量。在實際注入過程中，根據單井動態變化對聚合物相對分子質量進行調整。

表2　西區二類油層區塊前置聚合物段塞相對分子質量設計結果

2.2段塞堿、表面活性劑質量分數及注入孔隙體積倍數

采用CMG數值模擬軟件建立三元復合驅實驗方案，方案設計采用單因素分析法，即在基礎方案上改變研究因素。基礎方案中前置段塞注入孔隙體積倍數為0.040 PV，主段塞注入孔隙體積倍數為0.300 PV，堿質量分數為1.00%，表面活性劑質量分數為0.20%；副段塞注入孔隙體積倍數為0.150 PV，堿質量分數為0.80%，表面活性劑質量分數為0.15%。主段塞設置段塞注入孔隙體積倍數在0.100～0.600 PV之間變化，其他參數相對于基礎方案不變；主段塞設置堿質量分數在0.4%～1.6%之間變化，其他參數相對于基礎方案不變；主段塞設置表面活性劑質量分數在0.05%～0.40%之間變化，其他參數相對于基礎方案不變。

數值模擬預測結果見圖4。由圖4可以看出，增大主段塞注入孔隙體積倍數時，驅油效果明顯提高，在主段塞注入孔隙體積倍數0.350 PV前，采收率增加幅度較大；在主段塞注入孔隙體積倍數0.350 PV后，采收率增加幅度逐漸減慢。北二西、北三東三元復合驅示范區方案設計主段塞注入孔隙體積倍數為0.350 PV時驅油效果更好。因此，可以確定西區二類油層三元復合驅主段塞堿質量分數為1.20%(見圖4(b))、表面活性劑質量分數為0.30%(見圖4(c))，注入孔隙體積倍數為0.350 PV(見圖4(a))；同理，確定西區二類油層三元復合驅副段塞堿質量分數為1.00%，表面活性劑質量分數為0.15%，副段塞注入孔隙體積倍數為0.150 PV。

圖4　三元復合驅主段塞參數與驅油效果關系Fig.4 Relation graph of main slug parameter size and oil displacement effect

2.3注入速度

借鑒已注聚合物二類油層區塊注采動態規律，根據最高注入壓力設計注入速度[17]。西區二類油層區塊上覆巖壓為14.2 MPa，125 m井距在視吸水指數下降10%、30%、50%幅度條件下，注入速度為0.160～0.230 PV/a時，最高井口注入壓力見表3。北一區斷西西塊強堿三元復合驅注入速度為0.190 PV/a，北二區西塊弱堿三元復合驅注入速度為0.230 PV/a，為確保西區二類油層弱堿三元復合驅效果，方案設計注入速度為0.190～0.230 PV/a。

表3西區二類油層區塊注入速度與最高井口注入壓力關系

Table 3 The relationship table of the injection velocity and the maximum wellhead injection pressure of classⅡreservoir in west area

注入速度/(PV·a-1)平均單井日注量/(m3·d-1)單井注入強度/(m3·(d·m)-1)最高井口注入壓力/MPa視吸水指數下降10%視吸水指數下降30%視吸水指數下降50%0.16061.04.34.45.67.80.17064.84.64.65.98.30.18068.64.84.96.38.80.19072.45.15.26.69.30.20076.25.45.47.09.80.21080.05.65.77.310.30.22083.85.96.07.710.80.23087.76.26.38.011.30.24091.56.46.58.411.80.25095.36.76.88.712.2

西區二類油層三元復合驅注入參數設計結果：總段塞注入孔隙體積倍數為0.790 PV，對于前置聚合物段塞，注入聚合物相對分子質量為超高分體系和中分體系，平均質量濃度為1.60 g/L，注入孔隙體積倍數為0.040 PV；對于三元復合驅主段塞，注入聚合物相對分子質量為1 900萬和中分體系，堿質量分數為1.20%，表面活性劑質量分數為0.30%，注入孔隙體積倍數為0.350 PV；對于三元復合驅副段塞，注入聚合物相對分子質量為1 900萬和中分體系，堿質量分數為1.00%，表面活性劑質量分數為0.15%，注入孔隙體積倍數為0.150 PV；對于后續聚合物保護段塞，注入聚合物相對分子質量為1 900萬和中分體系，注入孔隙體積倍數為0.250 PV。

3　個性化設計井組前置聚合物注入參數

二類油層非均質性強，井間、層間、層內差異大，采用均一化設計注入方案，無法滿足所有井、所有層的需要。根據區塊單井有效厚度、河道砂層數和厚度、河道砂一類和多向連通厚度比例[18]及三元復合驅控制程度等指標，為最小尺度匹配層、最大限度滿足井、最優方法設計站，建立西區二類油層井組量化分類標準(見表4)，將區塊99個注入井組分為四類。

表4　西區二類油層三元復合驅注入井井組分類標準及結果

3.1前置聚合物相對分子質量

根據西區二類油層井組分類和不同類型井組油層滲透率分布，以主體滲透率為主要因素，選擇西區二類油層前置聚合物段塞最佳相對分子質量。在西區99口注入井中，注入超高分體系聚合物的三元復合驅井74口，占74.7%；注入中分體系聚合物三元復合驅井25口，占25.3%(見表5)。在現場注入過程中，根據單井動態變化對單井注入聚合物相對分子質量進行調整。

表5　西區二類油層三元復合驅區塊前置聚合物段塞相對分子質量設計結果

對北一區斷西西塊三元復合驅不同類型井個性化設計聚合物相對分子質量，注入壓力平穩上升。西區二類油層前置聚合物段塞初步設計一、二、三類井注入聚合物相對分子質量為2 500萬，四類井注入聚合物相對分子質量為1 200萬～1 600萬。

3.2前置聚合物質量濃度

為了實現注入體系與油層達到最佳匹配，按照平面上厚度碾平、縱向上滲透率加權方法，求得井組綜合滲透率，根據四類井組綜合滲透率、聚合物相對分子質量與滲透率匹配關系，進一步優化注入聚合物質量濃度參數。

根據實驗和區塊聚合物濃黏曲線，綜合考慮井組分類、井組綜合滲透率個性化設計前置聚合物段塞單井聚合物質量濃度，得到前置聚合物單井注入聚合物質量濃度設計結果(見表6)。以西區二類油層一類井為例，平均注入聚合物質量濃度為1.60 g/L，平均黏度為60 mPa·s，單井注入聚合物質量濃度為1.35～1.95 g/L。

表6　西區二類油層區塊前置聚合物段塞單井注聚質量濃度設計結果

3.3前置聚合物注入孔隙體積倍數

根據油層發育狀況，計算前置聚合物段塞調堵高滲透油層段塞大小[19]。西區二類油層區塊有效厚度為14.7 m，多段多韻律厚度比例為78.2%，高水淹厚度比例為40.8%，中水淹厚度比例為44.1%。調剖厚度按照河道多段多韻律厚度、高滲透高水淹厚度計算，即調堵厚度為5.5 m，調堵半徑為注采井距的1/3時，聚合物段塞注入孔隙體積倍數為0.040 PV(見表7)。

表7　西區二類油層三元復合驅前置聚合物段塞調堵高滲透層段塞計算結果

為驗證前置聚合物段塞注入孔隙體積倍數是否合理，利用Petrel軟件建立西區二類油層精細地質模型，采用CMG數值模擬軟件設計三元復合驅模擬方案，計算前置聚合物段塞注入孔隙體積倍數對驅油效果的影響。以西區二類油層一類井為研究對象，三元復合驅數值模擬方案共為6組，前置聚合物段塞注入孔隙體積倍數從0.010 PV逐步增加至0.060 PV，主段塞注入孔隙體積倍數為0.350 PV，副段塞注入孔隙體積倍數為0.150 PV，保護段塞注入孔隙體積倍數為0.200 PV，隨著前置聚合物段塞注入孔隙體積倍數增大，驅油效果也增大(見表8)。

表8　西區二類油層三元復合驅前置聚合物段塞注入孔隙體積倍數對驅油效果的影響

北二西、北三東西塊弱堿三元復合驅示范區前置段塞分別為0.038、0.040 PV，相應采收率分別為19.28%、19.32%。同時，考慮西區二類油層發育特點，設計一類井前置聚合物段塞注入孔隙體積倍數為0.040 PV，聚合物相對分子質量為超高分體系和中分體系，平均聚合物質量濃度為1.60 g/L。

4　現場應用

西區二類油層區塊注采井距為125 m，采用五點法面積井網。共有油水井230口，其中注入井99口、采油井131口。射開砂巖厚度為23.4 m，有效厚度為14.7 m，平均滲透率為553×10-3μm2。按照個性三元復合驅設計方法，分別進行二類油層一、二、三、四類井的三元復合驅參數設計。

西區二類油層三元復合驅注入孔隙體積倍數為0.166 PV，其中一、二、三、四類井分別為0.070、0.048、0.047、0.001 PV；聚合物用量為371.450 PV·mg/L，其中一、二、三、四類井分別為141.250、112.230、109.320、8.650 PV·mg/L。131口生產井中見效井為81口，見效比例為61.8%，單井日增油5.1 t，含水率下降10.7%，區塊綜合含水率為90.33%，比注入聚合物前下降6.51%。相對于西區二類油層籠統三元復合驅注入聚合物，含水率下降3.76%，提高采收率1.70%。

5　結論

(1)建立西區二類油層井組量化分類標準，將區塊99個注入井組分為四類。其中一類井前置注聚段塞單井注入聚合物質量濃度為1.35～1.95 g/L，段塞注入孔隙體積倍數為0.040 PV；三元復合驅主段塞堿質量分數為1.20%，表面活性劑質量分數為0.30%，段塞注入孔隙體積倍數為0.350 PV；三元復合驅副段塞堿質量分數為1.00%，表面活性劑質量分數為0.15%，段塞注入孔隙體積倍數為0.150 PV；后續聚合物保護段塞注入孔隙體積倍數為0.250 PV。

(2)采用個性化井組設計方法，131口生產井中見效井為81口，見效比例為61.8%，單井日增油5.1 t，含水率下降10.7%，區塊綜合含水率為90.3%，比注入聚合物前下降6.51%。相對于西區二類油層籠統三元復合驅注入聚合物，含水率下降3.76%，提高采收率1.70%。

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2016-03-07；編輯：任志平

國家科技重大專項(2011ZX05052-002)

劉冰(1966-)，男，博士，高級工程師，主要從事油田開發方面的研究。

10.3969/j.issn.2095-4107.2016.04.013

TE344

A

2095-4107(2016)04-0106-08