大港油田“二三結合”提高采收率研究與試驗

朱旭，翟澤宇

1.中國石油大港油田分公司 采油五廠 （天津 300280）2.中國石油大港油田分公司 采油六廠 （天津 300280）

0 引言

“二三結合”是一個新的開發理念和模式，相關技術在國內外研究較少。早在2 0世紀9 0年代初，大慶油田曾提出過“2+3結合”[1]、“兩三結合”等開發模式，探索水驅與三次采油、二類油層與三類油層新老井網的匹配與協同優化問題。就油田開發階段與所采取的開發方式而言，當前國外的絕大部分油氣田都處于二次采油階段，如中東和俄羅斯等國家，主要依靠天然能量或人工注水方式進行開采。除美國和中國外，在世界其他地區，化學驅（主要聚合物驅）研究大多處于室內實驗和現場小規模試驗階段。

港西油田1986年開展聚合物先導試驗，取得較為突出的效果，提高采收率15.5%，聚合物噸增油達到520 t，1991年末進行工業化推廣應用。2013年開始進行“二三結合”先導試驗，提高采收率13.5%，區塊日產油翻了4倍。先導試驗的成功，證明了“二三結合”模式的可行性。為以后大港油田復雜斷塊油藏進一步大幅度提高采收率探索出一條可行之路。

“二三結合”技術雖已在港西油田試驗成功[2]，且效果顯著，但仍需深入研究“二三結合”的轉換時機、層系調整、布井方式等關鍵技術，優化實施方案，不斷提高“二三結合”的整體效果和效益。

為取得創新點，利用油藏數值模擬研究，分析出剩余油賦存狀態、水流滲流優勢通道，優化注采井網。以五點法井網為主、四點法為輔、井距150～180 m相對均衡的注采井網及二次開發轉三次采油的最佳時機進行研究。通過室內實驗，優選出注入參數、段塞大小及注入速度，優選最佳注入方案。

1 試驗區基本概況

港西油田“二三結合”試驗區位于港西開發區的中部，試驗區處于北大港二級潛山構造帶西段，為港西古凸起基底上發育起來的多條斷層切割的復雜背斜構造，主力油層為Nm、Ng油組，油藏埋深602～1 450 m，均為次生油氣藏，原油黏度中等，地層水為NaHCO3水型，總礦化度2 000～15 000 mg/L，孔隙度33.5%，滲透率1 269.2×10-3μm2，含油面積16.11 km2，砂體地質儲量2 017×104t。

試驗區塊1970年投入開發，1972年注水開發，經過不斷地擴邊、加密調整，保持了30年的1.0～1.4采油速度開發。2000年之后通過精細油藏描述綜合挖潛、聚合物驅工業化試驗、二次開發及聚表二元驅先導試驗，減緩了遞減，采油速度保持在0.5～0.6，為老油田在高含水開發階段的穩產發揮了重要作用。

2 二次開發轉三次采油合理銜接時機研究

二次開發轉三次采油時機的影響因素有很多，每個油田的主控因素均有差異，以下分析了港西開發區的主要影響因素。

2.1 井網構建穩產時間

根據歷年二次開發調整效果統計，隨著井網構建，產量會保持2～3年的穩產、上產時期，3年后開始出現遞減趨勢，產量將快速下降，需要新的手段維持或改變這種狀態。

2.2 套損加劇時間

根據港西開發區歷史上400多口井的壽命統計，新的井網在建成4年內井套變損壞的概率最小，超過這個階段，井網損失或維護的井數比例將快速上升。根據這一規律，預計港西“二三結合”井網每年需要維護的井數由第一年的2口井呈現逐年遞增的趨勢，預計15年后總計需要維護井數為138口。

2.3 日產油變化時間

目前常規二次開發經濟效益較差，港西開發區按照現有成本與效益測算，單井初期日產油達4 t/d，內部收益率為9.5%，投資回收期6.5 a，如果低于該單井產量值，則經濟上無任何效益。與三次采油相結合，內部收益率會大幅度提升，尤其是一些采出程度較高含水較高的開發單元，初期的日產水平普遍較低。通過對比，6年內轉三次采油整體經濟效益越好。

綜合分析，港西開發區“二三結合”如果要凸顯二次開發與三次采油不同的開發效果，又要取得較好的經濟效益，二次開發轉三次采油的最佳時機應定在二次開發開始后第3年。

3 “二三結合”層系井網優化研究

3.1 “二三結合”砂體篩選

“二三結合”井網部署的思路為利用主力砂體作骨架井網，兼顧非主力砂體。復雜斷塊油藏受沉積和構造影響，油砂體連續性差，因此對“二三結合”的砂體進行篩選[3]，以五點法為基礎井網，注采井距為150 m時，不同的井數控制的砂體面積不同。井數越多，砂體面積越大，按照砂體面積將港西三區砂體分為5個等級（表1）。從表1中可以看出，要獲得較完善的注采井網，沙灘及規模應該在二級以上。

表1 港西三區斷塊“二三結合”井網砂體分級數據表

3.1.1 油砂體篩選原則

1）砂體以一級砂體（面積＞0.25 km2）為主，二級砂體為輔。

2）具有一定儲量規模和潛力的單砂層。

3）砂體連通程度好，有清楚的注水見效開發歷史。

4）井況良好，特別是注入井，可以實現分注、監測等工作。

5）無天然底水影響。

3.1.2 油砂體篩選結果

根據篩選原則，優選出港西的32個主力單砂層作為開展化學驅的主要單砂層，含油面積16.11 km2，地質儲量2 017×104t。其中包括明化鎮組26層，含油面積11.62 km2，地質儲量1 470×104t；館陶組6層，含油面積6.80 km2，地質儲量547×104t。

3.2 井網設計優化研究

3.2.1 井網設計原則

1）以一級砂體為基礎構建井網，兼顧其他級別砂體。

2）以五點法井網為主四點法為輔，最大限度增加中心受益井比例。

3）以新井為主老井利用為輔，建立井距150～180 m相對均衡的注采井網。

4）針對部分館陶組稠油整裝薄油層，建立水平井采油直井注水的井網形式。

3.2.2 注采井網設計

試驗區一級砂體地質儲量1 648×104t，占總地質儲量的81.71%。一級砂體中針對不同類型的砂體采用不同布井方式，最大程度地提高水驅儲量控制程度，提高波及體積，進而大幅度提高采收率。一級砂體構成“二三結合”方案的骨架井網，分明化鎮組和館陶組兩套層系部署井網。

1）相對整裝砂體注采井網。部署五點法規則井網，平均井距180 m，采油井雙多向受益率達到83%。

2）窄河道非整裝砂體注采井網。采用五點法為主四點法為輔的井網形式，平均井距150～180 m，采油井雙多向受益率達到81.2%。

3）水平井開發的注采井網。試驗區館陶組部分砂體為邊水或次生底水油藏，原油黏度偏高，采用整體水平井采油-直井注水的聯合布井方式，內部采用直井開采的聯合布井方式。平均井距200～250 m，采油井雙多向受益率達到100%。

4 “二三結合”驅油體系研究

4.1 驅替技術優化

實驗條件：①聚合物：BHHP-112；②表活劑：BHS-01B；③實驗溫度：油藏溫度56℃；④實驗用油：港西地下原油61 mPa·s；⑤實驗用水：聚二站注入水；⑥實驗用巖心：三層非均質巖心4.5 cm×4.5 cm×30 cm，氣測滲透率1 130 mD（級差3 000/600/300 mD）；⑦注入速度：5 m/d。

考察不同驅替方式的驅油效率，計算采收率增加值[4]，為現場試驗方案設計最佳驅替方式提供物模實驗技術依據，具體結果表2。

表2 巖心驅油實驗結果

由實驗結果可知：聚合物驅提高采收率15個百分點；聚合物/表活劑二元體系提高采收率27個百分點。因此，確定最佳的驅替技術為聚/表二元驅。

以試驗區西部井區為例，在“二三結合”方案井網基礎上，設計水驅、聚驅及聚/表二元驅，利用數值模擬方法對不同驅替方式預測生產15 a，對比其開發效果，選擇合理的開發方式。

從理論與數值模擬方法預測[5]結果來看，聚/表二元驅開發效果要比水驅和聚合物驅效果好。因此，建議采取聚/表二元驅的開發方式。

4.2 驅油體系設計

1）水質要求：曝氣+化學法對配制水進行處理，處理后（Fe2+）≤0.2 mg/L，菌濃≤25個/mL。

2）體系：聚合物+表活劑二元驅體系。

3）主劑：聚合物（BH-112，分子量≥2 500萬）；表活劑：石油磺酸鹽BHS-01。

4）輔劑：殺菌劑（150 mg/L）、穩定劑（150 mg/L）。

5）油水界面張力指標：表活劑原液及注聚井口樣均達到10-3mN/m數量級。

5 “二三結合”注入體系參數優化研究

港西開發區“二三結合”方案涉及明化鎮組和館陶組，兩個油組原油物性差異較大，若要取得各自最佳的二元驅開發效果，所需的聚合物和表活劑濃度是不同的，因此以試驗區南部井區為例，分別研究明化鎮組和館陶組各自的二元驅體系參數。

5.1 聚合物濃度篩選

在保持注入速度（0.12 PV/a）和注入段塞（0.5 PV）不變的情況下，設計不同的黏度比（聚合物黏度/地下原油黏度），利用數值模擬方法篩選最佳的黏度比。

實驗結果表明，黏度比越高采收率越大，當黏度比增加到一定程度后提高采收率幅度開始減緩。考慮到經濟因素，黏度比越高，噸聚合物增油越少，鑒于提高采收率與黏度比成正比、噸聚合物增油與黏度比成反比，將其各自無因次化后相乘，得到不同黏度比下的綜合系數，對比綜合系數后篩選出合理的黏度比。

明化鎮組，聚合物黏度與原油黏度比在1.0～1.2時綜合系數最高，因此明化鎮組聚合物溶液黏度比取1.2；館陶組，黏度比在0.8～1.0時綜合系數最高，推薦館陶組聚合物溶液黏度比取1.0。

5.2 表活劑濃度篩選

對表活劑濃度進行篩選，聚合物溶液黏度比明化鎮組取1.2、館陶組取1.0，注入段塞0.5 PV、注入速度0.12 PV/a，設計不同濃度的表活劑方案，利用數值模擬方法篩選合理的表活劑濃度。

綜合考慮提高采收率和噸化學劑增油，在表活劑濃度為0.2%時綜合系數最高。因此推薦最佳的表活劑濃度為0.2%。

5.3 注入速度優選

聚合物溶液黏度比為1.2，表活劑濃度為0.2%，注入段塞尺寸為0.8 PV，設計0.08～0.14 PV/a共7個不同的注入速度，利用數值模擬方法優選最佳的注入速度。

注入速度越快，采收率越高。當注入速度超過0.12 PV/a后采收率增加幅度變小（圖1），通過增加注入速度提高采收率作用減小，因此推薦二元驅最佳的注入速度為0.12 PV/a。

圖1 不同注入速度的采收率

5.4 段塞尺寸優選

注入段塞尺寸越大[6]，最終累產油越高，但注入段塞超過一定程度后（0.9 PV），累產油增加幅度變小，增油效果變差。從綜合系數（圖2）來看，注入段塞尺寸在0.7～0.8 PV時綜合系數最大，因此推薦合理的段塞尺寸為0.8 PV。

圖2 不同段塞尺寸下二元驅綜合系數

5.5 優選結果

綜合以上分析，港西開發區“二三結合”方案采取聚/表二元驅開發方式，其中明化鎮組聚合物黏度比為1.2，表活劑質量分數為0.2%，段塞尺寸為0.8 PV，注入速度為0.12 PV/a；館陶組聚合物黏度比為1.0，表活劑質量分數為0.2%，段塞尺寸為0.8 PV，注入速度0.12 PV/a，兩套開發層系體系段塞結構設計見表3。

表3 兩套開發層體系段塞結構設計

6 “二三結合”現場試驗

港西二區是大港油田第一個“二三結合”先導試驗區塊，經過4年多的現場實施，取得了顯著的效果。區塊產量不斷上升，由二次開發前的95.7 t/d上升到了目前的182 t/d，已累計增油14.443 0×104t，產量實現了翻番。二次開發提高采收率為5.9%，階梯油價下內部收益率8.8%，投資回收期9.38 a；三次采油提高采收率為6%，階梯油價下內部收益率10.4%，投資回收期10.71 a；而“二三結合”提高采收率達13.5%，階梯油價下內部收益率達12.54%，投資回收期縮短至7.12 a。

港西三區三方案實施后，日產油由21.20 t/d增加到65.26 t/d，含水由91.8%下降到86%，已累計增油6.292 6×104t，預計最終采收率將達到64.42%。各項開發指標明顯改善，水驅儲量控制程度、注采對應率、注采連通程度均達到100%，油層動用程度提高34.2%，雙多向受益率達到71.4%（圖3）。

圖3 港西“二三結合”先導試驗實施前后開發指標對比

7 結論

1）分析港西油田的剩余油分布特點，優選砂體，優化井網層系設計，制定出合理的開采方式。試驗區在二次開發開始后第3年轉三次采油時機最佳。

2）結合相關經驗和室內實驗結果，最佳注入方案設計采用“聚/表二元復合驅體系”，分4個段塞注入，總段塞大小設計為0.8 PV。

3）“二三結合”是二次開發后進一步提高老油田采收率最有效的開采方法，可提高采收率13.5%。先導試驗的成功，為老油田開發提供了借鑒。