大傾角砂礫巖油藏聚合物驅效果評價

崔世勇 喻高明

摘 ?????要：處于中高含水期內的砂礫巖油田，層內、層間、平面矛盾更加突出，常規調整手段難以控制主力層含水上升速度，難以提高差油層動用程度，油田開發效果逐年變差。針對上述問題，對呼和諾仁油田貝301區塊南屯組高含水油層開展了為期3 a的聚合物驅現場試驗。試驗取得了較好的增油降水開發效果，綜合含水下降10個百分點，自然遞減連續3 a小于5.0%，階段增油3.75×104 t，與水驅對比，階段采收率提高8.5個百分點。本文根據現場試驗效果，總結了礫巖油藏驅油特點，油井受效特征，力爭為同類型油田聚驅開發提供借鑒經驗。

關 ?鍵 ?詞：砂礫巖;大傾角;高含水;厚油層;聚合物驅

中圖分類號：TE 357.46 ??????文獻標識碼： A ??????文章編號： 1671-0460（2019）01-0151-04

Abstract： In the sandy conglomerate oil field in the middle and high water cut stage， intra-layer， inter-layer and plane contradictions are more prominent. It is difficult to control the rising rate of water cut in the main layer by conventional adjustment means， and to improve the utilization degree of poor reservoirs. In view of the above problems， a three-year polymer flooding field test was carried out in Nantun formation of Bei 301 block in Huhe Nuoren oilfield. The results showed that the comprehensive water cut was reduced by 10%， the natural decline was less than 5.0% in the three consecutive years， and the stage oil increment was 3.75×104 t. Compared with water flooding， the stage oil recovery was increased by 8.5%. Based on the field test results， the characteristics of conglomerate reservoir flooding were summarized as well as the characteristics of oil well efficiency， which could provide reference experience for polymer flooding development of the same type of oil fields.

Key words： Gravel rock; Big dip angle; High water cut; Thick oil layer; Polymer flooding

強非均質砂巖油藏在平面和縱向上滲透率分布差異較大，注水開發過程中，地層流體沿高滲層突破，具體在平面上形成局部線性收斂的窄長通道，在縱向上形成局部高滲透小層突破，誘發嚴重舌進現象[1-3]，形成優勢通道[4]，造成最終波及系數降低。同時因驅替相流度低，在水驅兩相滲流過程中，低粘度軀體相形成分散液束形式過快向前推進，進而誘發嚴重指進現象[5]，造成油水前緣過早移動到產油井底[6]，含水率迅速上升至水淹，降低最終采收率。此時通過注聚合物驅替作用，形成段塞式驅替效果，防止水相優勢通道的形成，降低單井含水率，大分子聚合物能有效封堵高滲層，增大最終波及系數，增大最終采收率[7-11]。

1 ?注聚井區簡述

1.1 ?注聚層概述

呼和諾仁油田貝301區塊位于海拉爾盆地貝爾湖坳陷呼和諾仁構造，構造傾角14.4o，區塊屬斷陷盆地近物源、短流程、快速充填的沉積環境，巖相及物性縱橫向相變快，單砂體分布規模復雜，油層滲透率以大于100 mD以上為主，平均滲透率230 mD，油層間滲透率變異系數平均0.98，相鄰的單砂層間滲透率最大級差為10.25，層間非均質性強。驅層N2Ⅱ11- N2Ⅱ13油層平均單井鉆遇單砂層15.7個，鉆遇砂巖厚度29.0 m，有效厚度18.0 m，具體各油層單井鉆遇情況見表1。

分析表中數據，顯示聚驅層N2Ⅱ11- N2Ⅱ13有效厚度在2 m之上部分占比均在55%之上，同時有效厚度在1 m之下的占比均在15%之下，N2Ⅱ11- N2Ⅱ13層，厚度發育大，滲透率高，含水級別高，構造傾角大以及水驅方向性強，在無法繼續細分注水的情況下，常規注水調整波及面積有限，難以有效挖潛主力油層剩余油。

1.2 ?聚驅方案設計

根據室內評價，結合區塊動靜態資料，優選區塊貝38-X54井區和貝48-X52井區開展聚合物驅現場試驗。試驗井組共有油水井26口，其中注水井6口，采油井20口。方案設計聚合物分子量為950～

1 200萬，聚合物溶液濃度為1 800 mg/L，井口粘度為40 mPa.s，聚合物驅注入速度0.12 PV/a，注入時間為3 a，聚合物的用量為420 mg/（L·PV）。區塊優選如圖1所示。

本次注入方式采用撬裝分層方式。為保證井組注采平衡，綜合考慮注水強度、吸水能力，油井采出狀況等因素，注聚初期6口水井N2Ⅱ11- N2Ⅱ13層配注300 m3/d。數值模擬結果顯示注聚后井組綜合含水由82.7%下降至69.2%，下降13.5個百分點，階段累計產油量為6.41×104 t，與水驅相比，累計增油3.25×104 t，采收率提高3.43個百分點，每噸聚合物增油54 t，投入產出比1：5.5，經濟效益較好。

2 ?現場實驗效果評價

2.1 ?儲層動用增加

注聚初期，6口井平均注入壓力11.1 MPa，視吸水指數4.69 m3/（d·MPa），與注聚前對比，注入壓力上升2.3 MPa，視吸水指數下降27.5%，目前注入壓力穩定在12.8 MPa。又有區塊6口井吸水剖面測試結果統計表2。

6口井三年連續剖面統計表明，聚合物前緣段塞在水流優勢通道中建立起了一定的阻力系數，有效防止優勢水相滲流過快突進，中低滲透層得到有效動用，水驅動用程度增加。與注聚前對比，吸水層數比例增加13.2%、吸水厚度比例增加5.4%。其中，小于2.0 m油層吸水層數比例及吸水厚度比例明顯增加。

2.2 ?自然遞減緩慢

統計井區16口受效井，綜合含水由注聚前的80.1%下降至2017年底的70.0%，下降了10.1個百分點，目前仍處于含水下降階段。12口未措施油井注聚前年產油由1.97×104 t，聚驅一年后年產油增加至2.23×104 t，自然遞減-3.2%，后續兩年自然遞減率控制在5%以內，與水驅階段對比，自然遞減減緩9個百分點以上。階段累計增油3.75×104 t，采出程度22.17%，與水驅對比，采收率提高8.5個百分點，噸聚增油62.5 t。數據詳見圖2和圖3所示。

3 ?聚驅動態變化規律分析

3.1 ?聚合物驅油特征

試驗井組共有油井20口，不同程度受效井16口，受效比例80.0%。聚合物驅油特征主要表現為以下兩個方面：一是通過產液剖面調整，中差滲透率層動用得到提高。動態數據變化特點為產液量下降、產油量上升、含水率下降，即水驅動用高的層產液量下降，水驅動用差的層產液量上升。

通過聚驅，聚合物前緣段塞在水驅階段形成的水流優勢通道N2II11層中建立起了一定的阻力系數，增大N2II11層流動阻力，甚至堵塞吼道，降低油層供液能力，降低產液量，降低含水率。此時，水驅階段動用較差的N2II12～ N2II13油層得到較好動用，產油量上升。產液剖面測試成果表明，物性較好的N2II11層聚驅前日產液17.4 t，聚驅后下降至2.4 t，下降幅度高達86.2%。物性相對較差的N2II122-2～N2II13-3層聚驅前日產液3.9 t，聚驅后日產液14.6 t，產量增加3.7倍。

二是水淹層注聚后，驅油效率得到提高。動態數據變化特點為產液量、產油量大幅上升后下降，含水下降。如圖4和圖5所示。

貝38-58井， N2II11層存在大孔道，水驅過程中水竄嚴重。聚驅后，聚合物溶液首先進入大孔道，出現近似活塞式驅動，同時由于流動阻力增大，擴大了層內及層間弱動用或未動用油層的水驅波及面積，導致產液量上升，產油量上升，隨著注聚時間的增加，聚合物對高滲透大孔道起到一定的封堵作用，活塞驅動結束后，產液量明顯下降。

3.2 ?油井收效特征

聚驅層位產液比例大井，注聚見效時間4個月左右。注聚層位產液比例小井，注聚見效時間10個月左右，同時，非聚驅層停注降產對聚驅效果影響嚴重。統計聚驅層段產液量大于50%的8口油井，聚驅見效時間4個月左右，9個月達到受效高峰期，與注聚前對比，日降液16.6 t，日增油5.9 t，綜合含水下降6.1個百分點。注聚層段產液比例小于50%的5口油井，聚驅見效時間10個月。由于采用一套井網注聚，非聚驅層停注降產對聚驅效果影響嚴重。注聚9個月后日產油量下降6.9 t，下降幅度32.2%。10個月后見到注聚效果，產量呈現回升態勢。同時統計8口井產液剖面，非注聚層注聚后產液層數41.2%、產液厚度比例49.6%，與注聚前對比，產液層數比例、產液厚度比例分別下降21.2%、17.0%。日產液由注聚前的99.2 t下降到注聚后的68.5t，下降了30.7 t。詳細數據見圖6和圖7所示。

如貝34-52井壓前日產液8.8，日產油0.6 t，壓后日產液47.9 t，日產油0.6 t，流壓11.7 MPa，連通水井貝36-52井注入壓力由8.2 MPa下降至7.6 MPa，油水井壓串，形成大孔道。聚驅初期，該井采出液聚合物濃度82.0 mg/L，12個月后聚合物濃度增加至257.4 mg/L。為了封堵大孔道，將聚合物分子量由設計的1 200萬增加至2 500萬以上，粘度由設計的40 mPa·s增加至50 mPa·s以上，目前該井仍然沒見到聚驅效果。

聚合物驅對井區平面矛盾的調整效果差一方面是由重力驅作用造成井組構造低部位油井易受效，高部位油井弱受效，平面調整效果差。如構造低部位貝46-53井與注聚井構造高程差為-15.6 m，注采井距200 m。注聚后7個月受效，與注聚前對比，受效高峰期日降液20.3 t，日增油4.4 t，綜合含水下降31.6個百分點。高部位貝50-52井與注聚井構造高差16 m，注采井距200 m，注聚效果不明顯;詳細數據見圖8和所示，其中貝50-52井位于構造高部位，貝46-53井位于構造低部位（圖8）。

另一方面是在同一構造部位油井，注聚效果受沉積影響嚴重，主河道油井受效明顯，差相帶油井受效差。貝35-53井、貝38-56井同為貝38-54井組構造低部位油井，注采井距150 m。注聚7個月后，主河道油井貝35-53井注聚受效明顯，日增液15.6 t，日增油5.8 t，綜合含水下降8.9個百分點，差相帶油井貝38-56井未見到注聚效果。

4 ?結 論

對于大傾角、高含水砂礫巖油藏，聚驅能夠有效調整產吸剖面，改善層內、層間矛盾，提高油田采收率，是中高含水期砂礫巖油田穩產的重要技術支撐。三年的現場試驗結果表明，驅聚采收率可提高8.5個百分點;

原油動用特征主要表現兩個方面：一是提高水驅優勢通道儲層的驅油效率，產量變化特點為產液量先上升后下降，含水下降;二是擴大中低滲透層波及面積，產量變化特點為產液量下降，含水下降，產油量上升;

油井受效特征與水驅類似，受效方向性強，主要受構造傾角，砂體連通關系、注采井距以及沉積微相影響，即位于井組低部位、注采井距小、連通關系好、主河道沉積的油井易受效。反之，弱受效或不受效;

聚驅可明顯改善水驅過程中的層內、層間矛盾，但對受重力驅影響的平面矛盾調整效果有限;

采用一套井網注聚，非注聚層段停注降產對聚驅增油效果影響明顯。

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