大港油田高含水油藏聚合物驱开发技术

陈一鹤　叶继根　周　莹　朱红云　刘天宇　宋舜尧

（1.中国石油勘探开发研究院，北京　100083； 2.中国石油大学（北京），北京 102249；3.大港油田公司勘探开发研究院，天津　300280）

大港油田高含水油藏聚合物驱开发技术

陈一鹤1，2叶继根1周莹3朱红云3刘天宇1宋舜尧3

（1.中国石油勘探开发研究院，北京100083； 2.中国石油大学（北京），北京 102249；3.大港油田公司勘探开发研究院，天津300280）

针对港西二区在二次开发过程中，含水率上升速度快、油藏采收率较低的问题，对港西二区进行了整装区块的聚合物驱实验研究。通过对该区块进行适应性评价及数值模拟研究，确定了注聚井及注聚层位，制订了相应的注聚方案。经过注聚后的跟踪研究发现，聚合物驱改善了港西二区的开发效果，并根据开发效果，对注聚方案进行了重新优化，重新认识了黏度、段塞与驱油效率的关系，利用油藏数值模拟对聚合物驱开发效果进行了预测。港西二区注聚合物驱技术的成功实施为高含水油藏整装区块的聚合物驱开发提供了良好范例。

聚合物驱；采收率；三次采油；数值模拟

大港油田很多区块断层较多，地质条件复杂，在二次开发过程中产油量下降以及含水率急剧上升导致了稳产困难，综合采收率只有30%左右，需要通过一些措施进行稳产增效。聚合物驱油技术在国内外得到广泛应用，通过不断研究已经形成了较为完善的开发体系，包括对油藏进行聚合物驱适应性评价、注聚方案的确定与优化、聚合物性能的改良、方案效果预测等。但是，这些研究大多针对某一单一层位或者某几口井，很少有针对整个区块进行的系统化聚合物驱研究［1］。港西二区采用污水注聚技术，首次进行了整装区块的化学驱数值模拟研究，优化了注聚开发方案，并通过数值模拟软件预测了开发效果。

1　港西二区聚合物驱适应性评价

对油藏聚合物驱的适应性评价是一个综合过程，尤其对于一个整装区块进行适应性评价更是如此。由于开发面积大、构造复杂，只有影响聚合物驱效果的各个条件均处在一定的合理范围内才能获得良好的开发效果。港西二区是陆相沉积的砂岩油藏，主要开采层位为馆陶组和明化镇组，砂体的二元结构呈典型正韵律沉积，且以泥质夹层为主。由于该区块剩余油在空间内的分布高度分散，且集中储存在微型构造中，从地质构造上看十分有利于开展聚合物驱。

在进行聚合物驱油选择时还要考虑几个因素：油藏类型、油层渗透率、渗透率变异系数、油层温度、地层水矿化度［2］，具体适应性参数及评价标准见表1。从整体情况分析来看，港西二区油藏比较符合聚合物驱提高采收率的要求。

表1　港西二区适应性评价参数

2　注聚方案

2.1注聚层位及注聚井的确定

为了在全区块范围内确定最佳注聚层位和注聚井，对港西二区开展了整体数值模拟分析。采用ECLIPSE油藏数值模拟软件，选取三维三相黑油模型为模拟器，在前期地质建模基础上采用地质建模软件粗化后输出的构造模型及属性模型，并添加岩石及流体实验数据，建立整个区块的数值模型。由于港西二区属于复杂断块油藏，非均质性严重，在网格平面上采用了角点网格系统，平面X、Y方向网格步长≤30 m，纵向网格均按照单砂层厚度计算分层，全区块共计网格节点658 000个。通过在主要断层处调整油水界面、局部含油范围、孔隙体积、校正因子等相关参数，最终拟合后地质储量为856.3 万t。而该区块地质储量为820.3万t，拟合误差为4.2%，满足拟合精度要求。经拟合原始地层压力为11.06MPa，地下原油黏度26.35 mPa·s，均符合拟合精度要求。为了更好的研究剩余油分布情况，还对港西二区水驱历史进行了拟合。水驱历史拟合采用定产油量拟合含水的方法进行，拟合时间步长为一个月，拟合了该区块所有油井的全部生产历史。还通过调整岩石压缩系数、渗透率属性场、相对渗透率曲线等对全区块含水进行拟合，拟合误差为3.25%，拟合效果良好。

由于整装区块面积较大，如果单纯只针对全区进行历史拟合则对现场实际情况的表述效果较差。为了确保精度还要进行单井历史拟合，拟合步骤如下：根据生产井史，适度调整单井周围的传导率；根据生产情况，调整表皮因数；结合有吸水剖面的水井，判断各井组的注采关系及流体的流向；结合动态数据，对注入井注入参数调整，保证注采平衡。经过拟合，港西二区单井拟合合格率达到82.2%，拟合效果良好。

根据上述数值模拟结果，有效修正了水驱模型，结合全区地质条件确定注聚层位原则如下：平面上具有一定发育范围和储量规模、连通程度在80%以上的主力单砂层；无天然边底水影响；若有边底水必须具有稳定的隔夹层；有清楚的注水见效开发历史；有一定的剩余油资源潜力的单砂层。按照上述原则对港西二区全部76个单砂层进行筛选后，选出主力开采层位明化镇组和馆陶组的23个注聚单砂层，这些单砂层都具有良好的吸水状况，部分单砂层目前水淹情况严重，剩余油饱和度较高。通过注聚布置，港西二区聚驱面积达到3.45 km2，注聚区块控制地质储量已达到408万t，注聚砂体控制地质储量610万t，占注聚砂体地质储量的66.9%［3］。

通过对港西二区的数值模拟研究还发现，该区主要储层为NmⅡ、NmⅢ，含油面积约占明化镇组和馆陶组总含油面积的68%，地质储量约占明化组和馆陶组全部地质储量的70%以上。除此之外，将其余局部发育较好且连通性较好的如NmⅠ、NgⅠ、NgⅡ、NgⅢ等也应作为注聚层，对于可能影响聚合物驱效果的小层进行封堵，对受益井中未射开的连通层进行补射［4］。

考虑到经济成本以及水驱开发历史，此次注聚井的选择立足现有井网，尽量扩大注聚波及范围，从港西二区目前的70口油井、32口水井中，结合注聚层位的连通状况、注入井条件以及注采井网系统状况，确定了37口注聚井和58口受益井。其中单向受益井12口，双向受益井28口，多相受益井18口，在本区块建立了一套较完整的聚合物驱注采井网［5］。

2.2注聚方案的确定

为了寻找低成本适合本区块聚合物驱的注聚方式，港西二区在注聚作业中采用污水注聚。与清水注聚相比，污水注聚比较容易形成剪切，发生降解降黏，影响聚合物所在地层中的稳定性和黏度，因此必须进行污水处理措施［6］。通过参考大庆油田、大港油田其他区块注聚模式，最终确定港西二区所注入的PAM水溶液聚合物用量为0.5 PV。其段塞结构为：前缘段塞0.05 PV（2 500 mg/L聚合物）+主体段塞0.3 PV（2 000 mg/L聚合物）+后尾段塞0.15 PV（1500 mg/L聚合物），注入时间为5年，注入速度0.1 PV/年；助剂为：污水处理剂10 mg/L，杀菌剂30 mg/L，稳定剂100 mg/L［7］。

3　港西二区注聚开发效果评价

港西二区经过历时近一年的注聚开发，注聚井和产油井均已初见成效。

3.1注聚井效果评价

港西二区共有注聚井37口，经过筛选得到有效数据井36口。通过对港西二区注聚后一年内的数据进行分析，注聚井改善效果明显，各压力指标均有所提升。注聚近一年以来所有注入井日均注入量由注聚前的52.56 m3/d增加到58.83 m3/d；注入压力由注聚前的6.18 MPa提升到8.63 MPa，并且有进一步提升的趋势，说明所注聚合物的前缘段塞已经建立起了一定的阻力系数。由于港西二区的注聚井网是在原有的水驱井网基础上形成的，没有进行大的调整，因此该区块其他指标未发生显著变化。

3.2受益井效果评价

港西二区注聚受益井共58口，经过筛选得到有效数据井53口。经过分析近一年的数据发现注聚受益井中有23口井经过注聚后提高了驱油效率，其中14口受益井受效显著。注聚后23口注聚见效井总产液量由注聚前的466.72 t/d减小到429.21 t/d；总产油量由注聚前的62.28 t/d增长到79.85 t/d；采出液含水率由注聚前的86.66%降低到了81.39%，可见聚合物对于改善地层吸水状况、调整地层吸水剖面起到了一定作用，有明显的增油降水作用［8］。此外，剩余的30口注聚未见效井中，除有3口井因为人为作业导致注聚效果变差外，其余27口井的自然递减率均比注聚前降低了10%~35%。通过注聚，港西二区日均产油量由注聚前的147.71 t/d增长到注聚后的155.82 t/d；整体自然递减率已经由注聚前的8.66%降低到5.84%。特别是港西二区二断块的注聚效果尤其明显，其综合递减率已经由注聚前的8.89%降低到-6.14%，自然递减率由注聚前的12.94%降低到-2.56%。对比注聚前的二次开发，港西二区整体水驱动用程度由67.8%上升到70.7%，综合含水率由92.8%下降到90.94%。

4　注聚方案优化及效果预期

4.1注聚方案优化

经过一年的注聚后，利用数值模拟技术在水驱历史动态拟合的基础上，针对聚合物驱的注入浓度与聚合物总用量通过十字正交分析法优化开发方案。拟优化的新方案以含水率达到98%或聚合物驱方案的含水率与水驱方案的含水率交点为注聚失效点，固定所注入聚合物浓度为1 000 mg/L、1 500 mg/L、2 000 mg/L，注聚速度恒定为0.12 PV/年时，筛选段塞长度为0.1~0.7 PV的7个注聚方案，并与水驱开发指标进行综合对比得出预测开发指标，见图1。当聚合物浓度分别为1 000 mg/L、1 500 mg/L、2 000 mg/L时，随着注入体积倍数的增加，采收率提高值逐渐增大，与此同时随着注入段塞增大，聚合物使用量增加，吨聚合物增油量下降。当注入聚合物浓度为1 000 mg/L时，注入体积倍数0.7 PV为最佳方案；当聚合物浓度为1 500 mg/L时，注入体积倍数0.4 PV为最佳方案；当聚合物浓度为2 000 mg/L时，注入体积倍数0.3 PV为最佳方案［9］。

图1　不同注聚方案开发效果指标预测

表2所示为注入浓度为1 000 mg/L（方案1）、1500 mg/L（方案2）、2 000 mg/L（方案3）时最优段塞分别为0.7 PV、0.4 PV、0.3 PV。结合油藏实际情况进行进一步优选：从吨聚合物增油量来看方案3最佳，方案2略低，方案1最差；从提高采收率指标来看方案3、方案2几乎相同，方案1最差；从聚合物用量角度来看方案1最差，方案2和方案3几乎相同；再结合产量相关指标进行分析，方案1虽然稳产时间较长，但是投资回收期亦最长。方案3稳产能力较差，后期产量迅速下降。此外通过多组聚合物驱实验并结合图1还发现：在低黏度比下，随注入段塞增大，驱油效果呈现变好趋势；在高黏度比下，注入段塞增大到一定程度后，驱油效果不变甚至下降。这是由于在所注入聚合物溶液浓度较低时，随着段塞不断增大，后续水不容易突破聚合物段塞，有利于提高驱油效率；当所注聚合物溶液浓度较高时，增加注入段塞长度到某一定值前所注聚合物能通过分子间物理缠绕和在岩石表面上吸附使得水驱波及效率大幅提高；但随着聚合物溶液的继续注入，在初始注入聚合物溶液作用的基础上，后续注入的聚合物溶液在岩石表面的吸附作用将变弱使得聚合物溶液扩大波及效率能力不能完全发挥出来，所注聚合物甚至吸附、滞留、捕集在岩石表面，降低油层的孔隙度和渗透率还会与地层水中的钙镁离子反应，产生絮状沉淀并从溶液中析离出来，堵塞油层孔道，影响最终采收率。更有部分聚合物还可能与原油产生不同程度的乳化，增加注入流体的阻力。因此，综合所有上述分析，方案2即注聚浓度为1 500 mg/L，段塞0.4 PV，为本区块注聚最佳优化方案。通过数值模拟预计吨聚合物增油量为104.78 t，可提高采收率12.7%。把此实验的结论进行推广，该区块或者本油田其他类似区块以后可将此注聚方案定为优选注聚方案［8］。

表2　三种聚合物驱开发方案指标对比

4.2注聚效果预测

在前期水驱数值模拟研究计算出末阶段压力场和含水饱和度场的基础上，利用Eclipse油藏数值模拟软件，根据油田生产实际，结合实验室提供的聚合物相关实验参数，进行了聚合物驱数值模拟研究。在水驱模型基础上添加的模型注聚参数主要体现在：模型的定义，选择Polymer Flood Model模型；PVT参数设置，PLYVISC（聚合物溶液黏度函数）、PLYSHEAR（聚合物剪切稀释数据）、 PLYMAX（聚合物/盐的浓度）；SCAL参数设置，PLYROCK（聚合物驱岩石属性）、PLYADS（聚合物吸附函数）；SCH参数设置，设置注聚段塞尺寸，设置配产及配注。通过矿场资料研究，确定港西二区黏浓曲线如图2所示。不同聚合物浓度对应的岩石吸附浓度均为0，即不考虑岩石的吸附性，将上述数据及之前确定的注聚方案输入，从而进行聚合物驱数值模拟分析研究。

图2　港西二区黏浓曲线

通常聚合物注入地下，在考虑剪切的情况下，聚合物黏度会有所降低，为了使计算结果与实际更加接近，本次模拟设计了一套聚合物黏度保留率为60%时的注聚方案。通过对前期以及注聚后一年数据的分析、汇总，用优化后的新方案进行数值模拟和产量递减法两种方式预测，具体预测结果如图3所示。通过数值模拟预测，该区块注聚效果将在2029年失效，注聚失效时累计比注水方案增油38.5万t，聚合物驱（60%黏度保留率）相对于水驱累计增油33.3万t。注聚层采出程度由原来的28.45%提升到37.49%，可提高9.04个百分点。注聚与注水方案对比年增油量在2016年达到最高峰4.18万t，而通过油藏工程方案预测年最大增油量将出现在2017年为4.28万t。可见，通过油藏工程方案进行的预测与通过数值模拟方案进行的预测结果大致吻合，注聚开发将在该油藏中取得较好的效果，可以应用指导开发实践［10］。

5　结论和认识

（1）对于一个注采井网较为完善的区块，可以在原有水驱井网的基础上进行注聚合物驱。通过在二次开发的基础上开展三次采油，能够进一步强化水驱效果，提高油田采收率。对于地质条件复杂的断块油藏，可以通过层系简化或采用不规则井网满足注聚合物驱的条件。

（2）对于整装复杂断块油藏进行注聚时，要对断块附近的地层参数进行调整。在进行数值模拟分析的时候既要进行全区块的历史拟合也要进行单井历史拟合才能提高整装区块油藏数值模拟分析的准确性。

（3）通过在本区块开展聚合物驱实验，发现在低黏度比下，随注入段塞增大，驱油效果呈现变好趋势；高黏度比下，段塞增大到一定程度后，驱油效果不变甚至变差。

（4）对聚合物驱油藏开发效果的预测，可在水驱数值模拟基础上进行，通过增加聚合物驱模型来实现。通过数值模拟方法和油藏工程方法相结合进行分析发现，聚合物驱将会在本区块油藏中取得较好的开发效果，也进一步说明了在高含水复杂断块油藏开展聚合物驱的可行性，联想到整个东部油田类似油藏较多，该方法具有一定的推广价值。

图3　港西二区不同方法预测年增油对比

［1］刘合.大庆油田聚合物驱后采油技术现状及展望［J］.石油钻采工艺，2008，30（3）：1-6.

［2］陈馨，苏崇华，刘双琪. 综合利用动静态资料研究剩余油分布规律［J］.石油钻采工艺，2007，29（6）：45-47.

［3］王德民，程杰成，杨清彦.粘弹性聚合物溶液能够提高岩心的微观驱油效率［J］.石油学报，2000，21（5）：45-51.

［4］刘义坤，王福林，隋新光.高浓度聚合物驱提高采收率方法理论研究［J］.石油钻采工艺，2008，30（6）：67-70.

［5］梁亚宁，王正波，叶银珠.主力聚合物驱油藏不同储层见效差异研究［J］.石油钻采工艺，2011，33（1）：65-68.

［6］杨怀军，杨德华，潘红，等.污水配制活性碱/聚二元复合驱体系实验研究［J］.西南石油大学学报：自然科学版，2009，31（5）：150-154.

［7］闫云贵，邢立国，徐伟生，等.污水聚合物驱地面配注工艺技术［J］.油气田地面工程，2008，27（9）：38-39.

［8］宋爱莉，孙林，朱洪庆，等.SZ36-1油田缔合聚合物驱堵塞物形成机理分析［J］.石油钻采工艺，2011，33（1）：83-87.

［9］王正波，叶银珠，王继强.聚合物驱后剩余油研究现状及发展方向［J］.油气地质与采收率，2010，17（4）：37-42.

［10］王启民，廖广志，牛金刚，等.聚合物驱油技术的实践与认识［J］.大庆石油地质与开发，1999，18（4）：1-5.

（修改稿收到日期2015-04-18）

〔编辑李春燕〕

辽河油田超稠油蒸汽驱获得突破

近日，辽河超稠油区块杜229块蒸汽驱先导试验区日产油220 t，采油速度3.5%，累计增油23.3万t，阶段采出程度60%，油汽、采注比、阶段采出程度等核心指标均超过国外同类试验性油田。

辽河超稠油黏度可达5万~30万mPa·s，远高于蒸汽驱开发要求的1万mPa·s，是蒸汽驱开发的“禁区”。而杜229块为薄互层状油层，单层厚度小，不适合采用SAGD（蒸汽辅助重力泄油）技术。此类油藏吞吐后期提高采收率技术，成为亟待科研人员攻关的课题。

2007年，杜229块开始7个井组的超稠油蒸汽驱提高采收率现场试验。多年来，科研人员探索了一套适合汽驱的动态管理制度：针对平面受效不均问题，采取吞吐引效方式，生产井受效程度达到100%；针对纵向动用不均问题，采取注汽井分层注汽、生产井分步射孔措施，纵向动用程度由67%提高到88%；针对汽驱生产特点，坚持“以采为先、以产定注、以液牵汽”的动态调控原则，井组采注比由1.0提高到1.1。通过合理调控，井组油汽比由转驱初期的0.16提高到0.19，汽驱效果显著提高。这一技术，使采油速度仅为1.2%的杜229块，从濒临废弃到重焕青春。

目前，辽河超稠油蒸汽驱已进入工业化阶段，已转驱12井组，待转8井组将于今年年底完成转驱。“十三五”期间，辽河油田计划转驱35井组，增加可采储量370万t，提高采出程度25%。蒸汽驱已成为超稠油开发除SAGD技术外又一项有力的接替技术。

（供稿春辉）

Technology for development of high watercut oil reservoir by polymer flooding in Dagang Oilfield

CHEN Yihe1,3, YE Jigen1, ZHOU Ying3, ZHU Hongyun3, LIU Tianyu1, SONG Shunyao3
（1.Research Institute of Petroleum Exploration and Development, CNPC, Beijing 100083, China;
2.China University of Petroleum, Beijing 102249, China;
3.Research Institute of Petroleum Exploration and Development of CNPC Dagang Oilfield Company, Tianjin 300280, China）

In view of the problems of fast increase in watercut and low recovery rate of oil reservoirs at the end phase of secondary development of No.2 Gangxi Region, experimental research has been conducted on polymer flooding for the whole block of No.2 Gangxi Region. Through adaptability evaluation on this block and research on numerical simulation, the polymer injection well and injection zones were determined, and the polymer injection scheme was formulated for No.2 Gangxi Region. Through followup after polymer injection, it was found that polymer flooding has improved the development effectiveness of No.2 Gangxi Region. Based on the development efficiency, the polymer injection scheme was re-optimized, and the relation between viscosity, slug and oil flooding efficiency was again recognized. The numerical polymer flooding model for oil reservoirs was used to predict the development effectiveness of polymer flooding. The No.2 Gangxi Region has provided a favorable example for the development of the whole block of high watercut oil reservoir by polymer flooding.

polymer flooding; recovery rate; tertiary oil recovery; numerical simulation

TE357

A

1000 – 7393（ 2015 ） 03 – 0098 – 05

10.13639/j.odpt.2015.03.022

国家“十二五”科技重大专项“高含水油田提高采收率新技术——剩余油分布综合预测与精细注采结构调整技术”（编号：2011ZX05010-002）资助。

陈一鹤，1990年生。现主要从事高含水油田开发的研究，在读硕士研究生。电话：15011353539。E-mail：chenyihe 2013@126.com。

引用格式：陈一鹤，叶继根，周莹，等.大港油田高含水油藏聚合物驱开发技术［J］.石油钻采工艺，2015，37（3）：98-102.