聚合物驱不同类型高含水井组调控方法研究

(大庆油田有限责任公司第一采油厂，黑龙江 大庆 163111)

摘  要：随着油田开发不断深入，已投注区块的高含水井表现为见效难、含水降幅低的特点。为了探索有效的促进高含水井组均衡见效的调控方法，保证聚合物驱的开发效果。本文以大庆油田一厂萨中东区块为实例，研究了区块内89口井的注聚见效特征，通过建立层内、层间、平面调整数值模拟概念模型，研究关井时机、关井周期、聚合物高低浓段塞交替注入、转注、抽稀等高含水井调整措施的调整机理，得出了四种不同类型高含水井调整方法,以期为油田未来更进一步的开发提供理论参考依据。

关键词：油田开发；聚合物驱；数值模拟；高含水井组；调控方法；

引 言

聚合物驱油技术由于其原理简单，技术成熟的优势，目前在陆上油田已经取得显著成效[1-2]，然而随着油田开发不断深入，聚驱投注前含水有持续上升的趋势[3-5]。已经投注区块的高含水井在开发过程中也存在诸多问题[6]。同时，聚驱油层多是由不同沉积环境的各类砂体组合到一起，造成了平面与纵向上不同相别，油层厚度发育不均，砂体连通状况差[7]。油层在开发动态上体现含水下降、且含水低值期短，导致增油效果较差。因此，探索有效的促进高含水井组均衡见效的调控方法，保证聚合物驱的开发效果，以期为提高采收率技术决策提供理论指导。

1 区块概况

萨中东区块萨尔图油层地面原油密度0.86g/cm3，粘度17.6mPa.s，凝固点22.6℃，含蜡量0.30，含胶量0.16，含硫量0.0007，地层原油粘度8.3mPa.s，饱和压力8.9MPa，原始油气比46.6m3/t，现有的油气比值为70.8m3/t；

葡萄花油层地面原油密度0.86g/cm3，粘度21.3mPa.s，凝固点25.4℃，含蜡量0.27，含胶量0.13，含硫量0.0007；地层原油粘度9.4mPa.s，饱和压力9.4MPa，原始油气比47.7m3/t，现有的油气比值为70.8m3/t；

2 注聚见效特征跟踪分析

注聚后见效特征主要由含水下降幅度、单位厚度累产油、总面积、左右面积比几个指标表征。根据含水下降幅度、单位厚度累产油、总面积、左右面积比四个指标对89口高关井进行聚类分析。

3 不同类型高含水井调整方法

3.1 一类高含水井调整方法

在概念模型机理模拟的基础上，根据每口高含水井的物性参数抽提概念模型，对4类高含水井分别进行措施调整，模拟不同类型高含水井的调整机理。以Z252-SE95井为例，Z252-SE95井渗透率变异系数0.328，S22b、S28b小层为高含水通道。模型参数见表3-1。

表3-1 模型参数表

对于一类井高含水层位少，且高含水层位不是主力油层时，补孔完善油水井间注采关系可以有效解决层间、平面矛盾。Z252-SE95经调整后，相对吸水量剖面均衡程度得到改善，含水率下降幅度增幅最大3.5%。以Z60-CSP33井为例，Z60-CSP33井渗透率变异系数0.523，S27小层有效厚度4.6m且为高含水通道。由于高含水通道为主力油层但水淹程度较严重，为解决层间及层内矛盾，选择水聚交替注入方式及封堵水井高含水层位。依据各层采出程度曲线可知，高渗S28a小层整体采出程度相对较高，低渗层位得到更好动用。

3.2 二类高含水井调整方法

以Z251-SE109井举例，Z251-SE109井的渗透率变异系数为0.553，S213、S215+16a小层已成为高含水通道且非主力油层故封堵此层位；为解决层间矛盾将其按渗透率差异进行分层注聚；为解决厚油层S22b、S23层内矛盾实施水聚交替注入；将单井控制范围内水井补孔、油井抽稀完善平面注采关系。对于二类井高含水井且高含水层位为非主力油层时，封堵高含水层位，分层注聚及水聚交替改善层间、层内矛盾。以Z250-SE100井为例，Z250-SE100井渗透率变异系数0.720层间矛盾突出，S28a为主力油层、高含水通道若封堵影响整体产量故分层注聚，S22b小层渗透率较低且邻层为高渗透率为解决层间干扰问题可实施压裂改造。S22a小层单方向高含水关闭该方向水井解决平面矛盾。在二类井高含水层位较少，且高含水层位为主力油层的情况下，为保证单井产量，实施分层注聚，针对高渗透率小层间的低渗层位进行压裂改造解决层间矛盾。

3.3 三类高含水井调整方法

以Z242-SE118井为例，Z242-SE118井高含水层位较多且处于历史主流线上，该井附近D5D15油井为注水井，调整流线方向解决平面驱替矛盾；压裂高渗层间的低渗透率S27小层并实施分层注聚，且高低浓交替注入。模型参数见表3-2。

表3-2 模型参数表

对于三类井高含水层位较多时，压裂高渗层间的低渗透储层并实施分层注聚使得相对吸水剖面更加均衡；鉴于大多数层位处于历史主流线处，转注可继续动用处于原分流线处的剩余油。

3.4 四类高含水井调整方法

以Z230-SE109井为例，Z230-SE109井高含水通道层数比例极高，针对S22a、S214特高含水通道进行封堵水井；S28a等潜力较大层位补孔完善注采关系；高低浓聚合物交替注入有效改善层间、层内矛盾。模型参数见表4-3。

表3-3 模型参数表

对于四类井几乎层层高含水时，封堵特高含水通道可使注聚见效情况更显著；高低浓聚合物交替注入有效控制吸液剖面返转。

4  结论

不同类型高含水井组调整方法研究为高含水油井治理提供技术支撑，通过研究得到以下结论：

（1）对于一、二类高含水井，在高含水层较少，且高含水层为非主力油藏的情况下，封堵高含水层，分层注聚、井眼充填改善油水井注采关系，可有效解决层间矛盾和平面矛盾。

（2）对于三、四类高含水井，高含水层位较多，且处于历史主流线上的情况下，关闭原有的注聚井，转注油井来解决平面矛盾，压裂高渗层间的低渗透储层并实施分层注聚，高低浓交替注入方式可更好解决层间、层内矛盾；高含水通道层数比例非常高，针对特高含水孔道进行封堵；高潜力油层可通过孔洞填充，改善注采关系有效控制吸液剖面返转；

参考文献

[1] 孙焕泉.胜利油田三次采油技术的实践与认识[J].石油勘探与开发,2006(03):262-266.

[2] 李永太,周越崎,薛迪,李辰.泌123区块聚合物驱油技术研究与应用[J].钻采工艺,2016,39(06):103-105.

[3] 王玉普,刘义坤,邓庆军.中国陆相砂岩油田特高含水期开发现状及对策[J].东北石油大学学报,2014,38(01):1-9+131.

[4] 朱光普,姚军,张磊,孙海,李爱芬,张凯.特高含水期剩余油分布及形成机理[J].科学通报,2017,62(22):2553-2564.

[5] 朱丽红,杜庆龙,姜雪岩,郭军辉,魏丽影,姜宇飞,金英华.陆相多层砂岩油藏特高含水期三大矛盾特征及对策[J].石油学报,2015,36(02):210-216.

[6] 杨帅,戴彩丽,张健,姜维东,张艳辉,闫立朋.海上油田聚合物驱后残留聚合物性质对再利用效果的影响[J].油气地质与采收率,2012,19(05):65-68+115.

[7] 赵翰卿.大庆油田河流-三角洲沉积的油层对比方法[J].大庆石油地质与开发,1988(04):25-31.

        来源：化学工程与装备-官方网站-创刊于1972    2022年第11期  在线投稿  >>