聚合物驱油后提高采收率优化研究

汪 萍，常毓文，唐 玮，胡丹丹

(中油勘探开发研究院，北京 100083)

聚合物驱油后提高采收率优化研究

汪 萍，常毓文，唐 玮，胡丹丹

(中油勘探开发研究院，北京 100083)

喇萨杏油田聚合物驱油后进入后续水驱阶段的油藏逐年增多，在分析聚合物驱油区块现状和进一步提高采收率潜力的基础上，明确剩余油分布特征及进一步提高采收率挖潜思路。以北一区断东中块典型区块为例，研究了层系、井网重构和顶部水平井挖潜的可行性，提出聚合物驱油后现场试验方案，预计方案实施后可提高采收率5个百分点。

聚合物驱油;提高采收率;优化研究;剩余油;喇萨杏油田

引 言

大庆油田经过“九五”攻关，聚合物驱油技术在喇萨杏油田已经推广应用10 a，取得重大突破，动用石油地质储量已达5.7×108t，最终采收率为50% ～55%［1－8］，较水驱提高采收率10个百分点以上。近年，进入后续水驱阶段的区块逐年增多，截至2007年底已达14个，剩余石油地质储量为2.48×108t，目前这些区块综合含水多在98%左右，绝大多数生产井高含水关井。从油层动用情况看，聚合物驱油后仍有25%左右的厚度动用程度较低，动用较差的未水淹层主要分布在厚油层顶部、层内物性较差部位及注采分流线位置。由于聚合物驱油后剩余油分布高度零散，依靠原井网后续水驱提高采收率有限，而且开采成本高，经济效益差，对这部分储量进一步提高采收率具有重要意义。

1 聚合物驱油后提高采收率挖潜思路

1.1 聚合物驱油后剩余油分布特征及潜力

根据主力油层水洗状况分析可知，主力油层聚合物驱油后剩余潜力主要包括2类:一是水洗层内的剩余油，二是未水洗层内的剩余油［9－13］。其在纵向和平面上的分布具有以下特点:

(1)主力油层聚合物驱油后，水洗层内仍然存在大量剩余油。根据9口检查井资料统计，聚合物驱油后剩余潜力分布相对集中，主要分布在有效厚度大于4 m的厚油层中，剩余储量占总剩余储量的83.2%;剩余可动用储量主要集中在中弱水洗段内，占总可动用储量的80.0%。说明聚合物驱油后应努力提高厚油层内中弱水洗段的驱油效率。

(2)主力油层聚合物驱油后，未水洗层仍存在部分未动用剩余油。统计9口聚合物驱油检查井，主力油层中未水洗厚度共有17.14 m，占总有效厚度的11.4%。这类剩余油总量相对较小，分布零星且复杂。未水洗厚度中，51%的厚度分布在有效厚度大于4 m的厚油层上部，厚油层下部所占比例较小(6%);43%的厚度分布在有效厚度小于4 m的薄油层中。绝大多数未水洗层段均处于层内非均质物性变差部位，空气渗透率均小于0.6 μm2。这些部位的剩余油需要采取强化措施才能驱替动用。

(3)聚合物驱油后，平面剩余油主要分布在生产井附近和原聚合物驱油井网的分流线部位。根据2005年10月喇嘛甸油田西北块在注采主流线不同位置打的2口密闭取心井资料分析，距注入井160 m的喇6－检2331井采出程度只有43.0%，而距注入井只有80 m的喇6－检2334井的采出程度却高达54.5%，两者相差11.5个百分点。利用北一区断东中块萨Ⅱ10－萨Ⅲ10二类油层聚合物驱井网，分析葡一组油层聚合物驱油后主流线与分流线的剩余油分布情况。由对比结果可知，葡一组油层聚合物驱后分流线部位的剩余油明显高于主流线部位，其中聚合物驱油后分流线的含油饱和度比主流线高2.5个百分点左右，其中河道砂高2.0个百分点，非河道砂高3.5个百分点。

1.2 聚合物驱油后提高采收率挖潜思路

聚合物驱油后剩余油分布高度零散，依靠原井网后续水驱提高采收率有限，而且开采成本较高，经济效益差［14－16］。目前，聚合物驱油后进一步提高采收率技术研究取得了一定的进展，见到初步效果，但没有形成可大面积推广应用且成熟配套的挖潜技术。考虑到北一区断东区块葡Ⅰ组井网未被二类油层利用，且聚合物驱油前后新老井对比资料丰富，选择已进入后续水驱的典型区块作为解剖区进行聚合物驱油后提高采收率优化研究。

北一区断东萨葡油层1960年投入开发，先后部署5套开发井网。至2007年底，共有油井272口，注水井191口，井网密度为150口/km2，但葡Ⅰ组油层射开井81口，井网密度为30口/km2，目前的聚合物驱油井网注采井距为250 m，仍具有进一步加密的潜力。

由于北一区断东中块各沉积单元间油层发育状况和物性存在差异，聚合物驱油后各沉积单元采出程度差异较大，葡Ⅰ2层动用程度明显高于其他层，采出程度达到54.8%，葡Ⅰ3层次之，采出程度为49.2%，其他层动用情况相对较差。因此，须考虑分层开发，从而降低层间干扰，进一步改善开发效果。

根据上述分析及剩余油分布特点，建议利用水平井和井网重构挖掘厚油层顶部和分流线部位的剩余油，重新组合开发层系，重新构建井网系统，利用水平井和直井相结合的调整方式，并与其他化学驱提高采收率相结合的方法解决问题，开展聚合物驱现场试验。

2 聚合物驱油后挖潜方式论证及优化

2.1 分层开发的可行性

北一区断东中块葡Ⅰ2钻遇厚油层有效厚度为4.15 m，剩余石油地质储量为66.3×104t，河道砂厚度为3.63 m，占厚油层的87.5%。葡Ⅰ1、3－7钻遇厚油层有效厚度为5.85 m，剩余石油地质储量为100.5×104t，河道砂厚度为3.34 m，占厚油层的57.1%，其中葡Ⅰ3－7有效厚度不小于3 m的井点大面积分布，比例为80.2%。将物性最好的葡Ⅰ2单独组合为1套层系，葡Ⅰ1、3－7组合为1套层系，能够满足一定储量和厚度的需要，具有分层系开采的物质基础。

从葡Ⅰ组油层各沉积单元隔层发育状况看，葡Ⅰ1单元和葡Ⅰ2单元之间的隔层最好，隔层厚度大于1 m的占92.6%，葡Ⅰ2单元和葡Ⅰ3单元之间的隔层稳定性较好，厚度大于1 m的隔层井点占71.5%，比较稳定。葡Ⅰ3－7各沉积单元之间的隔层均不稳定，厚度大于1 m的隔层比例均低于50%，其中葡Ⅰ3单元和葡Ⅰ4单元之间隔层最差，厚度大于1 m的隔层比例仅占30%。根据隔层分布状况，葡Ⅰ2与上下单元间隔层稳定性好，不会造成2套层系间干扰，具备分层系开采的必要条件。

葡Ⅰ组油层各沉积单元间存在严重的层间干扰，特别是葡Ⅰ2层物性明显优于其他层，葡Ⅰ2渗透率为0.815 μm2，而其他层平均渗透率为0.499 μm2。检查井取心结果表明，葡Ⅰ1－7油层变异系数为0.717，葡Ⅰ1、3－7油层变异系数为0.461，葡Ⅰ组层系细分后葡Ⅰ1、3－7油层非均质性减小。

运用数值模拟方法进行分层系开发效果预测。从表1中可见，目前井网分层系开发可提高采出程度1.00%，150 m分层系条件下开发效果最好，因此葡Ⅰ组分层系开发可行。

表1 分层系开发效果对比

2.2 葡Ⅰ2层厚油层顶部水平井挖潜适应性分析

从断东砂体类型来看，属于水上砂体沉积的单元有葡Ⅰ1、葡Ⅰ2，其中仅葡Ⅰ2属于曲流河点坝砂体，侧积夹层发育。从河道砂钻遇率来看，葡Ⅰ2单元达到较高水平，在85%以上，连续性较好，平均单井河道砂有效厚度达到3.5 m以上，大面积区域厚度在4 m以上;从层间隔夹层分布状况看，葡Ⅰ2顶低部均有大面积分布的稳定隔夹层，有利于控制含水;葡Ⅰ2顶部未水淹、低水淹及中水淹平均有效厚度可达到2.5 m，平均含油饱和度在50%左右，达到部署水平井的技术经济界限［17］。综上研究，葡Ⅰ2单元作为水平井开采目的层位合适。

水淹层资料统计和分析结果表明，葡Ⅰ2油层剩余可动油储量为18.67×104t，考虑到单层厚度大于4 m及未水淹、低水淹和中水淹作为水平井挖潜对象，以未水淹、低水淹和中水淹的可动油储量作为增储潜力，预计开展水平井聚合物驱最终可提高采收率8个百分点左右。

依据上述水平井经济技术政策界限，在葡Ⅰ2层A、B、C和D 4个点坝中筛选满足条件的点坝部署水平井(表2)。考虑聚合物驱油后水平井挖潜风险大，推荐含油面积和剩余储量较大的A点坝开展水平井挖潜试验，待水平井见效后可考虑在B点坝利用水平井挖潜，C和D点坝的剩余可采储量低于界限值，推荐采用侧钻水平井挖潜。

表2 葡Ⅰ2油层各点坝油藏参数对比

2.3 葡Ⅰ1、3－7油层井网重组

2.3.1 不同井距对砂体的控制程度

为分析不同注采井距与砂体的匹配关系，对试验区150、175、250 m井距的井网、有效厚度大于1 m砂体水驱控制程度进行分析。从表3可以看出，注采井距由250 m缩小到175、150 m后，聚合物驱油控制程度多向连通有效厚度分别由33.6%提高至44.1%、57.2%，分别提高10.5、23.6个百分点，表明随着注采井距缩小，聚合物驱油控制程度提高，为二次注聚扩大波及体积、提高采收率奠定了基础。

表3 不同井距对有效厚度不小于1.0m油层控制程度统计结果

2.3.2 不同井距提高采收率

试验区数值模拟预测二次注聚不同井距提高采收率程度。随着井距缩小，采收率提高。井距缩小至175 m后，采收率提高幅度不大。150 m井距二次注聚阶段提高采收率5.8个百分点，较175 m井距二次注聚阶段提高采收率0.2个百分点，较原聚合物驱油250 m井距二次注聚合物驱油增加2.2个百分点，因此175 m井距比较合适。

2.4 方案部署及效果分析

葡Ⅰ1、3－7油层井网部署方案。原聚合物驱油井间分流线上钻新井，形成新的注采井网(175 m)，原聚合物驱油井网注入井不变，采出井全部转为注入井，然后加密在分流线上的井，使分流线变成主流线，形成注采井距为175 m的小五点法面积井网。

葡Ⅰ2油层水平井布井方案。垂直侧积夹层方向，在顶部剩余油富集部位设计水平井井位，为东北—西南向，平行于原注采井排。设计水平采油井4口，利用7口葡I1、3－7层系聚合物驱油注入井完善注采关系。由于井网密度大，考虑合理避让地面设施及现有井网，设计轨迹时对水平段进行适当调整，设计水平井水平段长度为150～170 m，水平井井距为140～170 m，注采井距为180～300 m。

根据部署，北一区断东中块在2009年1月开始空白水驱，2010年1月注高浓度聚合物段塞。根据数值模拟预测，葡Ⅰ1、3－7油层二次注聚开发至含水98%时，阶段采出程度为5.62%，阶段产油量为12.4×104t。2010年葡Ⅰ2油层水平井转聚合物驱后至含水98%时，阶段采出程度为7.8%，阶段产油量为3.9×104t。综合分析，试验区采收率可提高5.0个百分点左右，经济效益较好。

3 结论

(1)在充分认识北一区断东中块现井网、层系状况及剩余油分布的基础上，提出聚合物驱油后按照井网、层系重构和顶部水平井部署等挖潜思路。将北一区断东中块的葡Ⅰ1－7层系细分为2套层系，其中葡Ⅰ2单元主要针对层内矛盾，在层内顶部剩余油富集区以水平井挖潜，葡Ⅰ1、3－7单元进行井网加密。

(2)通过聚合物驱油后层系重组、水平井和直井联合井网系统的进一步挖潜方式，北一区断东中块预计提高采收率5个百分点。该研究思路、技术方法和即将实施的试验区具有积极的示范作用和广泛的推广价值，也将为大庆油田实现稳产提供重要的支撑。

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EOR optimization after polymer flooding

WANG Ping，CHANG Yu－wen，TANG Wei，HU Dan－dan
(Research Institute of Petroleum Exploration＆Development，PetroChina，Beijing100083，China)

After polymer flooding in the Lasaxing oilfield，more and more reservoirs have entered subsequent water flooding stage．This paper analyzes the current status of polymer flooding blocks and the potential of improving recovery factor，and determines the distribution of remaining oil and the way of improving recovery factor after polymer flooding．Taking a typical block in the middle block of the North 1 area as an example，this paper researches the feasibilities of layer series and well pattern rearrangement and placing horizontal well in top reservoir，proposes a plan of field test after polymer flooding，and it is anticipated that there will be a 5%increase in recovery factor after implementation of the plan．

polymer flooding;EOR;optimization;remaining oil;Lasaxing oilfield

TE341

A

1006－6535(2011)04－0073－04

20100901;改回日期20100925

国家油气重大专项43项目01课题“我国大油气区分布、富集规律与重点目标区的评价”(2008ZX05043－001)

汪萍(1985－)，女，2008年毕业于大庆石油学院石油工程专业，现为中国石油勘探开发研究院在读硕士研究生，主要研究方向为油气藏工程。

编辑 姜 岭