普通稠油油藏聚合物驅技術應用
——以古城油田泌125區塊為例

2020-08-24 07:30:26申乃敏張連鋒張小靜李俊杰王艷霞張伊琳

石油地質與工程 2020年4期

申乃敏，張連鋒，張小靜，李俊杰，王艷霞，張伊琳

（中國石化河南油田分公司勘探開發研究院，河南鄭州 450008）

聚合物驅技術從上世紀 90年代進入現場試驗以來，已經成為大慶、勝利、河南等油田提高采收率的主要技術之一[1–4]。目前，國外石油公司很少開展聚合物驅工業化應用，多停留在室內研究和礦場小規模先導試驗階段。相比之下聚合物驅油技術在國內許多油田開展了工業化應用，并取得了突破性進展，已成為延緩老油田產量遞減的主體技術之一[5–6]。

根據目前現場應用結果發現，聚合物驅適應的溫度范圍一般小于85 ℃，適應的地層原油黏度一般小于200.0 mPa·s[7]。河南油田先后在雙河油田、下二門油田、古城油田的16個區塊開展了聚合物驅工業化應用，其中下二門油田Eh2Ⅱ油組（地層原油黏度72.6 mPa·s）、古城油田泌123區塊（地層原油黏度59.0～138.0 mPa·s）、古城油田泌124斷塊（地層原油黏度88.0～130.0 mPa·s）普通稠油聚合物驅已取得顯著效益，為聚合物驅在普通稠油油藏的應用奠定了礦場試驗基礎。但通過調研國內外研究現狀，發現地層原油黏度大于200.0 mPa·s的普通稠油采用聚合物驅也能取得一定效果。本文在油藏工程、數值模擬和室內研究的基礎上，開展古城油田泌125區塊Eh3Ⅴ2–5層系聚合物驅技術工業化應用，實現較高黏度普通稠油油藏聚合物驅技術的突破，對油田聚合物驅資源接替、提高黏度大于 200.0 mPa·s的普通稠油油藏采收率具有重要的意義[8]。

1 油藏地質參數與模型

古城油田泌125區塊位于泌陽凹陷西北斜坡帶，是以古城三角洲砂體為儲層、東西相交的兩條正斷層形成的斷鼻油氣藏。地層原油黏度400.0～1 800.0 mPa·s，Eh3Ⅴ2–5層系是該區儲量最多、油藏品位最好的開發層系，原始油層中部溫度為40.9 ℃，原油密度為 0.943 g/cm3，原始地層條件下原油平均黏度為 652.7 mPa·s，平均滲透率為 1 606×10–3μm2，平均孔隙度26%。依據區塊的實際情況，應用Petrel建模軟件建立3D地質模型，模型范圍西部以斷層為界，斷層附近模型平面網格采用5 m×5 m，主體區域采用10 m×10 m，邊部區域采用20 m×20 m。縱向上每個層劃分10個網格，建模范圍Eh3V2至Eh3V5層的七個單層。精細模型總網格數為130.6×104個。

2 聚合物驅井網調整研究

2.1 合理化井網井距

合理化井網井距是聚合物驅油的一個最重要的環節，既要考慮井網對驅油效果的影響，還要考慮到井網對聚合物驅注入和產出能力的影響，以及與現水驅井網的銜接和搭配等。本文以古城油田泌125區塊地質參數及流體參數為基礎，采用數值模擬方法建立相應的典型模型，并結合油藏工程方法開展井網調整技術界限研究，結果表明，五點法面積井網具有較高的水驅和聚合物驅采收率，聚合物驅提高采收率9.83%（表1）。因此，確定五點法井網是古城油田泌125區塊聚合物驅較理想的井網。

表1 不同井網形式下聚合物驅提高采收率對比

聚合物驅的現場試驗和數值模擬結果均表明，不同井距條件下注聚合物都有良好的增油降水效果，而且具有隨井距減小而效果變好的趨勢。但是，在進行聚合物驅時，由于地層滲透率、溫度及地層水礦化度等因素的影響，選擇合理的注采井距，應該考慮到注水井注入能力、采油井產液能力。古城油田泌 125區塊Eh3Ⅴ2–5層系油藏條件下，注入能力對注采井距的要求比采出能力對井距的要求苛刻，即極限井距應該主要考慮注入能力。從注入速度與極限井距的研究結果看出，泌125區塊壓力上升上限為6 MPa，注入速度為0.12 PV/a時，單元的極限最大井距為143 m（表2）。

表2 不同注入速度下的最大注采井距

稠油黏度高，滲流阻力大，液固界面及液液界面的相互作用力大，導致稠油的滲流規律產生某種程度的變化而偏離達西定律。1960年前蘇聯學者B.H蘇爾塔諾夫就提出稠油的非牛頓性，隨后很多專家指出稠油油藏具有啟動壓力現象。認為當壓力梯度較小時，稠油基本上不流動或滲流速度極小；只有當驅替壓力梯度超過啟動壓力梯度時，稠油才能流動。初始壓力梯度不但與稠油本身的性質有關，而且也與油藏孔隙度及滲透率有關，其關系式為：

式中：GDI為初始壓力梯度，MPa/m；τ0為屈服應力，N/m2；φ為孔隙度，%；k為滲透率，μm2。

依據上式計算可知，泌 125區塊 Eh3Ⅴ2–5層系的啟動壓力梯度為0.028 7 MPa/m。從最小驅替壓力梯度與注采井距的關系曲線（圖1）可以看出，在最小啟動壓力梯度為0.028 7 MPa/m的條件下，有效驅替的最大注采井距為141 m。綜合以上兩點，單元最大井距設計為141 m。

圖1 最小驅替壓力梯度與注采井距的關系

2.2 聚合物驅井網調整

聚合物驅的井網調整部署應該以提高儲量控制和動用程度、提高聚合物驅宏觀波及體積為目的，針對泌125區 Eh3Ⅴ2–5層系目前開發中存在原油黏度高，物性在平面、剖面上非均質嚴重的問題，在剩余油分布特征研究的基礎上，結合井網調整技術界限研究成果，開展井網調整部署工作。

泌 125區 Eh3Ⅴ2–5層系采用近五點法井網、注采井距141 m，井網調整后，聚合物驅注入井22口，受效油井38口，聚合物驅井網控制儲量155.2×104t，儲量控制程度71.9%，三向以上受效井比例48.3%，液流方向改變率達 36.8%，為聚合物驅發揮驅油作用提供適宜的井網條件。

3 聚合物驅方案參數設計

在古城油田泌125區塊油藏地質條件下，開展了室內稠油聚合物驅驅劑篩選評價，分析了超高分子量聚合物分子尺寸及其與泌125區塊地層孔喉的匹配性、注入性能和驅油性能，充分研究了超高分子聚合物在泌125區塊應用的可行性與適用性。結果表明：超高分子聚合物在泌125區塊具有較好的注入性和較高的驅油效率，注入濃度高于2 000 mg/L時，提高采收率幅度可達15%以上；當注入濃度為2 500 mg/L、注入量為0.60 PV時，提高采收率幅度可達 21.11%，提高采收率幅度較注入量為 0.50 PV時高4.44%（表3），滿足現場對驅油劑的使用要求。同時，在室內研究的基礎上，通過數值模擬對化學劑注入速度、注入濃度、段塞大小、段塞結構及注采比等參數進行優化，并結合油藏綜合研究，最終確定適合泌 125區塊 Eh3Ⅴ2–5層系聚合物驅的注采參數為：注采比為1.05，注入速度為0.12 PV/a，段塞結構為2 200 mg/L×0.60 PV。

表3 超高分子量聚合物提高采收率

4 現場應用效果

泌125區Eh3Ⅴ2–5層系于2015年8月開始試注聚，試注區塊共4口注聚井，對應受效采油井14口，超高分子量聚合物注入性良好，含水下降10%，日增油13.4 t，取得良好的增油降水效果。2017年4月開展了 22口注入井、41口采油井超高分子量聚合物驅現場應用，新增控制石油地質儲量155.2×104t，注入壓力緩慢上升，對應油井取得較好的增油降水效果。截至2018年12月，累計增油1.84×104t，聚干粉增油13.6 t/t，階段提高采收率1.19%。

4.1 注入效果評價

截至2018年12月，單元注聚井平均注入壓力8.0 MPa，日注水740 m3，注入濃度2 285 mg/L，井口黏度144.6 mPa·s，累計注入聚合物溶液55.05×104m3，注入孔隙體積 0.22 PV，注入聚合物干粉為1 202.7 t。在注入過程中，依據注入井所處位置、層間差異情況及吸水狀況，優化了聚合物注入層段和聚合物注入濃度，采取濃度差異化注入，一方面有利于控制高滲透層注入，減緩或控制聚合物沿高滲透層段竄流，影響聚合物驅的開發效果；另一方面可以加強中低滲透層的注入，擴大聚合物驅縱向波及體積，達到改善開發效果并提高采收率的目的。

4.2 采出效果評價

截至2018年12月，單元油井開井35口，日產液438.0 m3，日產油66.1 t，綜合含水84.9%，動液面409 m，產聚濃度676 mg/L，在采出過程中，采用油井限液與堵水相結合的手段，確保均衡有效驅替。單元整體通過細化注采調整，增油效果顯著。

4.3 油井見效特征分析

稠油聚合物驅表現出的一個重要特征是不同區域和不同原油黏度范圍油井見效差異較大。從不同區域油井見效對比圖（圖2）可以看出：主體區和斷層區的油井見效率較高，而靠近邊水的區域油井見效率相對較低。這主要受地質構造、平面非均質性、注采井網完善程度、邊水等因素的影響，主體區注采井網完善，多向受效油井占比高，液流轉向率大；斷層區受斷層遮擋，剩余油飽和度較高，因聚合物驅具有擴大波及體積的作用，主體區和斷層“屋檐”下的儲量較容易動用，故對應油井見效快。邊水區多數為單方向受效油井，且位于邊水部位很容易發生水淹，導致含水率上升明顯，油井見效率低。

圖2 不同區域見效井對比情況

從不同原油黏度范圍油井見效情況統計（表4）可以看出，不同原油黏度范圍內均有見效井，且見效井數差異較大，見效油井主要分布在低黏度值（小于 1 000 mPa·s）分布區域，其中黏度值 600～800 mPa·s區間的見效井有13口，占見效井總數的48.1%，大于1 000 mPa·s的見效井只有3口，僅占總見效井的 11.0%。這說明雖然較高黏度的稠油油藏開展聚合物驅擴大波及體積，改善開發效果的作用較明顯；但隨著黏度升高，因稠油特有的高黏度和高凝固點的特性，原油流動能力逐漸降低，油水流度比變大，波及體積變小，聚合物溶液無法啟動更高黏度的剩余油，導致開發效果變差，油井見效率低。

受油層非均質性、水驅現狀、注水井網井距及構造條件的影響，井距近、歷史竄流或優勢方向明顯的單向受效油井，見效后易形成聚竄。受效油井統一表現出先見效、后見聚的特征，一般在見效后5～12個月內陸續出現聚合物溶液竄流現象，這說明油井見效后，注入水容易沿注水優勢方向發生竄流，導致聚合物溶液突破前緣，發生聚竄。

從油井增油降水效果來看，三向以上中心油井聚合物驅開發效果普遍較好，其中G44051井日產油從聚合物驅前1.8 t上升到11.0 t，日增油9.2 t，含水從94.0%下降到58.0%，下降36.0%；G4605井日產油從聚合物驅前2.7 t上升到12.0 t，日增油9.3 t，含水率從86.8%下降到32.0%，下降54.8%，增油降水效果明顯。