应用分步射孔改善油层动用不均匀现象研究

殷代印， 周　轩

(东北石油大学 石油工程学院，黑龙江 大庆 163318)



应用分步射孔改善油层动用不均匀现象研究

殷代印， 周轩

(东北石油大学 石油工程学院，黑龙江 大庆 163318)

针对油藏非均质性严重，聚驱后低渗透层动用程度仍较低，厚油层内部剩余油仍大量存在，纵向动用不均匀的问题，提出了一种应用分步射孔改善聚驱油效果的方法，即在水驱结束后，对厚油层选择性射孔并水驱挖潜后再转注聚。应用室内物理三管并联驱油实验和理论公式，分析分步射孔聚合物驱油机理，并结合数值模拟，以北北块二区为目标，研究了分步射孔后聚驱对开发效果的影响。结果表明，采用大前置段塞、高相对分子质量、梯次降浓段塞组合，聚驱效果最好；分步射孔后注聚相较于不经过分步射孔直接注聚，低渗透层动用程度更大，驱油效果更好，最终采收率提高了1.28%。

聚驱；厚油层；三管并联；分步射孔；数值模拟

聚合物驱通过改善流度比、增加波及体积提高原油采收率[1-2]，目前普遍依靠优化注聚参数、缩短井距等来提高聚合物驱油效果，有关从油层内部改善层间非均质性的研究较少。由于中国油田大多为陆相沉积，油藏非均质性严重[3]，聚合物驱窜流量较大，驱替液突进现象突出[4-5]，波及体积尚有一定的提升空间，厚油层中上部在聚合物驱后仍有相当的剩余油存在，严重制约了聚合物驱油的效果[5-7]。本文提出一种应用分步射孔从内部改善聚驱油层纵向动用不均匀现象的方法：在水驱结束后，对厚油层选择性射孔并继续进行水驱挖潜，以此改善层间非均质性，水驱挖潜结束后补开目的层剩余层段并转注聚。通过理论公式，研究聚合物驱驱油机理，定性分析了剖面反转的特征，以及分步射孔注聚方案各层层间物性变化特点。并通过数值模拟研究分步射孔聚合物驱的实际应用，研究区块为大庆油田北北块二区，实施“二三结合”开发模式；针对其实际开发情况，研究分流率变化特点、采收率提高幅度差异，比较直接聚驱和分步射孔后聚驱驱油效果。

1　分步射孔聚合物驱实验研究

1.1实验条件

(1) 实验设备：FY-3恒温箱，南通市飞宇石油科技开发有限公司；平流泵2pb00系列，北京卫星制造厂；中间容器以及其他辅助设备。

(2) 实验温度及速度：实验温度为45 ℃，恒速驱油。

(3) 实验岩心：外形尺寸为4.5 cm×4.5 cm×30 cm的均质岩心，有效渗透率分别为300×10-3、500×10-3、800×10-3μm2。

(4) 实验试剂：实验中所使用的油是原油和煤油配置的模拟油，模拟油黏度为10.0 mPa·s(45 ℃)；实验过程中所用的聚合物均为大庆炼化公司生产的相对分子质量为1 600×104、1 900×104和2 500×104聚合物，用0.508 g/L水(清水)配制5.0 g/L母液，用矿化度为3.7 g/L(污水)水稀释，配置后人为剪切使黏度保留率为60%；水驱过程中用水矿化度为3.7 g/L的模拟盐水。

1.2实验方案

模拟现场原射孔层段驱替过程，直接注聚实验方案分别将高、中、低渗透模型水驱至采出程度40.5%、38.6%、37%；分步射孔后注聚实验方案分别将高、中、低渗透模型模拟现场原射孔层段驱替过程水驱至采出程度41.8%、41.4%、41.2%。实验方案分别采用不同相对分子质量、不同浓度的聚合物组合段塞进行三管并联注聚实验，聚合物溶液注入量为1 PV，各方案见表1。

表1　实验方案

1.3实验结果及分析

(1) 直接注聚效果分析

各方案聚驱阶段采出程度、含水率对比如图1所示。由图1可见，方案2聚驱阶段采出程度最高，含水率下降幅度最大，驱油效果最好。方案2与方案1相比，段塞组合相同，前置段塞越大，聚驱采出程度越高；方案2与方案3相比，采用梯次降浓段塞，聚驱采出程度要大于非梯次降浓段塞聚驱采出程度；方案2与方案4、方案5相比，聚合物相对分子质量越大，聚驱采出程度越高。

图1　各方案聚驱阶段采出程度、含水率对比曲线

(2) 直接注聚与分步射孔后注聚驱油效果对比

分步射孔后注聚与直接注聚阶段采出程度对比结果如表2所示,分流率曲线如图2、3所示。

表2　分步射孔后注聚与直接注聚阶段采出程度对比

由表2可知，分步射孔后注聚开发效果要好于直接注聚方案，聚驱后采出程度普遍提高1.2%～1.5%。在常规水驱结束后对低渗透层射孔，并继续水驱，水驱阶段采出程度大于直接注聚开方案水驱阶段采出程度，聚驱阶段采出程度小于直接注聚实验聚驱阶段采出程度，总采收率大于直接注聚采收率。

图2　方案1、方案6各层分流率对比

图3　方案2、方案7各层分流率对比

通过对比分步射孔后注聚与直接注聚分流率曲线(见图2、3)，可以看出，与直接注聚方案相比，分步射孔后，各方案高渗透层分流率较小，低渗透层分流率普遍较大；且吸液剖面反转时间较晚，低渗透层受效时间更长。

分步射孔后，低渗透层水驱采出程度提高至41.8%，层内含水饱和度升高，驱替液与被驱替液流度比减小，低渗透层与高、中渗透层之间吸液压差减小。与直接注聚相比，注入聚合物溶液后，更多聚合物溶液进入低渗透层，低渗透层聚合物溶液波及体积增大，剩余油动用程度变大，因此采出程度变大(见图4)。

图4　方案1分步射孔后与直接注聚各层相对产液量、采出程度对比

2　分步射孔聚合物驱驱油机理

注聚后，分层产液量公式如式(1)所示：

(1)

式中，k为油藏绝对渗透率， mD；h为油藏厚度，m；Cp为驱替液浓度，mol/L；Rk为残余阻力系数；μ为驱替液黏度，Pa·s。

低渗透层与高渗透层产液量之比为：

(2)

2.1注聚阶段产液量分析

(1) 注聚前Cp=0，Rk=1

(3)

式中，k和h分别是油藏绝对渗透率和油藏厚度，是油藏静态参数，是不变量；Cp和Rk分别是驱替液浓度和残余阻力系数。低渗透层与高渗透层产液量之比Q1/Q2主要取决于油水相对渗透率的大小。

(2) 注聚初期

(3) 注聚后期

注入聚合物后期，由于高、低渗透层驱替液的浓度和岩心表面吸附的聚合物的浓度达到平衡，继续注入聚合物，高、低渗透层驱替液的浓度和岩心表面吸附的聚合物的浓度不再增加，此时高、低渗透层的和相差不大，影响聚合物溶液渗流阻力的主要因素是krw(Sw)，影响krw(Sw)的主要因素是Sw，高渗透油层物性好，相对于低渗透油层来说，高渗透层的Sw远大于低渗透层的Sw，使得高渗透层的krw(Sw)大于低渗透层的krw(Sw)。这一阶段，聚合物在高渗透油层中的渗流阻力小于在低渗透油层的渗流阻力，聚合物溶液更多地进入高渗透层，高渗透层产液量增加，且高于空白水驱阶段它的产液量，出现聚合物后期的“剖面反转”现象。

2.2分步射孔后注聚各阶段产液量分析

(1) 注聚前Cp=0,Rk=1

分步射孔由于首先射开厚顶部油层进行水驱，在一定程度上减小了层间的非均质矛盾，低渗透油层中上部的剩余油得到动用，经过水驱后，低渗透油层的剩余油饱和度减小，低渗透油层的剩余油饱和度和高渗透油层的剩余油饱和度差别减小。

(2) 注聚初期

3　“二三结合”开发模式数值模拟

应用数值模拟验证分步射孔聚合物驱油效果。研究区块为大庆油田北北块二区，该区块于2006年开展“二三结合”水驱挖潜矿场试验，即实施分步射孔，先水驱顶部中低渗透油层，聚驱时打开高渗透层。

为与“直接注聚”进行对比设计了5个不同方案，与物理实验方案相同。其中“直接注聚”2007年4月开始注聚，不经“二三结合”水驱开发，2013年7月注聚结束；“二三结合”开发模式2007年4月进行水驱加密调整，2012年7月开始注聚，2018年10月注聚结束。其中，“二三结合”开发模式水驱采收率为45.67%，直接注聚开发模式水驱采收率42.77%。

两种开发模式下方案2开发效果对比及各层分流率如图5-7所示。“直接注聚”水驱一次性射开所有小层，“二三结合”水驱实施分步射孔，即先水驱低渗透层，聚驱时打开高渗透层。“直接注聚”水驱的采收率为42.77%，“直接注聚”聚驱采收率为56.12%，“直接注聚”聚驱采收率提高13.35%；“二三结合”水驱采收率为45.67%，“二三结合”聚驱采收率57.4%，“二三结合”聚驱采收率提高11.73%，较“直接注聚”低1.62%。但“二三结合”水驱较“直接注聚”水驱采收率提高2.9%，所以“二三结合”采收率仍比“直接注聚”采收率提高1.28%。

图5　两种开发模式下方案2开发效果对比

4　结论

(1) 通过直接注聚实验研究，优选出方案2为最佳注聚方案——高分高浓、梯次降浓段塞，保护段塞足够大。

(2) 通过分步射孔后注聚开发模式和直接注聚开发模式对比，分步射孔方案低渗透层动用程度较大，最终采收率较大，开发效果较好，为大庆油田二类油层的聚合物驱开发提供了可借鉴的开发模式。

图6　“直接注聚”方案2各层分流率曲线

图7　“二三结合”方案2各层分流率曲线

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(编辑王亚新)

Improvement of Inhomogeneous Producing Degree for Polymer-Flooding Layers Applying Step Perforation

Yin Daiyin, Zhou Xuan

(FacultyofPetroleumEngineering，NortheastPetroleumUniversity，DaqingHeilongjiang163318，China)

A method which applies step perforation to improve the effect of polymer flooding is presented against the problems of poor producing degree of low permeability, remaining oil in the inner thick oil layer abounds, and uneven vertical producing degree. After water flooding, the thick layers are perforated selectively followed by water flooding potential tapping, and the polymer flooding is performed ultimately. By carrying out laboratory physical oil displacement experiment of three-tube parallel cores and applying theoretical formulas, reasonable polymer injection parameters are determined and the impacts of polymer flooding after step perforation on development effectiveness are also studied. The results showed that the better effect of polymer flooding was obtained by using big pre-slug, high molecular weight polymer, and echelon descending concentration slug combinations. And projects which had adopted step perforation showed a bigger producing degree on low permeability layers and a better effectiveness on polymer flooding compared to the ones not adopted step perforation. The ultimate recovery was increased by 1.28%.

Polymer flooding; Thick oil layer; Three-tube parallel; Step perforation; Numerical stimulation

1006-396X(2016)01-0041-05

投稿网址：http://journal.lnpu.edu.cn

2015-09-06

2016-01-05

国家自然基金资助项目“低渗透油藏表面活性剂驱微乳液渗流机理及数值模拟研究”(51474071) 。

殷代印(1966-)，男，博士，教授，从事油气藏数值模拟和油气田开发动态分析方面研究;E-mail：yindaiyin@163．com。

TE327

Adoi:10.3969/j.issn.1006-396X.2016.01.008