小井距高濃度聚驅(qū)后現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)效果評(píng)價(jià)研究

胡良峰

(中石油大慶油田有限責(zé)任公司勘探開發(fā)研究院,黑龍江 大慶 163712)

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小井距高濃度聚驅(qū)后現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)效果評(píng)價(jià)研究

胡良峰

(中石油大慶油田有限責(zé)任公司勘探開發(fā)研究院,黑龍江 大慶 163712)

聚驅(qū)后剩余油分布零散，挖潛難度大，開采成本高，是目前三次采油技術(shù)在油田開發(fā)上面臨的一個(gè)重要課題。從技術(shù)上對(duì)聚驅(qū)后小井距高濃度聚驅(qū)的適用性進(jìn)行研究，認(rèn)為井網(wǎng)加密是聚驅(qū)后取得較好開發(fā)效果的前提，合理的流度控制與注采平衡是聚驅(qū)后取得好效果的重要條件。利用內(nèi)部收益率和投資回收期這兩項(xiàng)經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)指標(biāo)對(duì)聚驅(qū)后小井距高濃度聚驅(qū)在經(jīng)濟(jì)上的可行性進(jìn)行評(píng)價(jià)研究.研究表明：聚驅(qū)后小井距高濃度聚驅(qū)無論在技術(shù)上還是在經(jīng)濟(jì)效益上均具有較強(qiáng)的適用性，可作為聚驅(qū)后油田開發(fā)上的一種有效的手段。

井網(wǎng)加密；流度比；內(nèi)部收益率；投資回收期

1　試驗(yàn)區(qū)概況

試驗(yàn)區(qū)位于大慶油田北東塊喇11-28井區(qū)，試驗(yàn)層位葡Ⅰ1-2層，面積0.67km2，地質(zhì)儲(chǔ)量139.8×104t，孔隙體積236.6×104m3，砂巖厚度17.6m，有效厚度13.4m，有效滲透率0.424D。在充分利用原葡Ⅰ1-2油層聚驅(qū)井網(wǎng)基礎(chǔ)上，將原212m五點(diǎn)法面積井網(wǎng)調(diào)整為106m五點(diǎn)法面積井網(wǎng)，試驗(yàn)區(qū)總井?dāng)?shù)61口，其中注入井25口，采油井36口。

試驗(yàn)區(qū)于1996年7月開始注聚，2000年11月全部轉(zhuǎn)入后續(xù)水驅(qū)。常規(guī)聚驅(qū)階段平均注入速度0.15PV/a，注入質(zhì)量濃度998mg/L，注入油層孔隙體積0.67PV，聚合物用量為669PV·mg/L，聚驅(qū)累計(jì)增油20.58×104t，提高采收率12.36個(gè)百分點(diǎn)，區(qū)塊葡Ⅰ1-2層采出程度為53.5%。2010年10月試驗(yàn)區(qū)油水井陸續(xù)投產(chǎn)，其中新鉆井51口(注入井15口，采油井36口)，原注聚井利用投注8口，油井轉(zhuǎn)水井投注2口。試驗(yàn)區(qū)空白水驅(qū)階段平均注入壓力8.1MPa，注清水29.2×104m3，注入油層孔隙體積0.14PV。

2　方案設(shè)計(jì)

室內(nèi)研究表明聚驅(qū)后的高濃度聚驅(qū)能進(jìn)一步提高采收率[1]。聚驅(qū)后滯留在油層中的聚合物溶液黏度比原油還高，要進(jìn)一步提高采收率，注入體系要比滯留聚合物溶液具有較低的流度比，才能起到擴(kuò)大波及體積的作用[2]。結(jié)合室內(nèi)試驗(yàn)的研究成果，完成了小井距高濃度聚驅(qū)試驗(yàn)方案設(shè)計(jì)。試驗(yàn)方案：聚合物注入質(zhì)量濃度為3500mg/L，聚合物段塞為0.5PV；注入2500萬分子量聚合物，注入質(zhì)量濃度3500mg/L，注入速度0.2PV/a，注入油層孔隙體積0.5PV，聚合物用量1750PV·mg/L。預(yù)計(jì)提高采收率8個(gè)百分點(diǎn)以上。

3　試驗(yàn)進(jìn)展及效果評(píng)價(jià)

3.1試驗(yàn)進(jìn)展

2015年9月平均注入壓力12.6MPa，比空白水驅(qū)高4.5MPa，與常規(guī)聚驅(qū)階段壓力升幅相近；視吸水指數(shù)3.1m3/(d·MPa)，與空白水驅(qū)相比下降了55.1%，與常規(guī)聚驅(qū)階段降幅相近。注采壓差逐步增大，由水驅(qū)階段的13.1MPa增加到目前的17.8MPa增加了4.7MPa。井間壓力梯度由212m的0.07MPa/m增加到106m的0.17MPa/m，提高2.43倍。油層有效厚度動(dòng)用比例為87.0%，比空白水驅(qū)高12.8個(gè)百分點(diǎn)，與一次聚驅(qū)相當(dāng)，見效井采出液中氯離子含量明顯升高，增加了新的出油部位。試驗(yàn)區(qū)注入高濃度聚合物0.095PV后油井開始見效。2015年9月中心區(qū)16口采油井平均日產(chǎn)液650t，日產(chǎn)油39t，綜合含水率95.0%,采聚質(zhì)量濃度675mg/L。與注入高質(zhì)量濃度聚合物溶液前相比，日增油24t，含水下降6.0個(gè)百分點(diǎn)。

3.2效果評(píng)價(jià)

3.2.1井網(wǎng)加密是聚驅(qū)后取得較好開發(fā)效果的前提

為了研究井網(wǎng)加密對(duì)聚驅(qū)后開發(fā)效果的影響，利用數(shù)值模擬來模擬北東塊喇11-28井區(qū)3種不同布井方式的開發(fā)效果。3種布井方式是：①井網(wǎng)抽稀形成大五點(diǎn)井網(wǎng)；②利用其他井網(wǎng)轉(zhuǎn)成反九點(diǎn)井網(wǎng)；③井網(wǎng)加密形成小五點(diǎn)井網(wǎng)。數(shù)值模擬3種不同布井方式的采收率提高值：井網(wǎng)加密形成小五點(diǎn)井網(wǎng)>利用其他井網(wǎng)轉(zhuǎn)成反九點(diǎn)井網(wǎng)>井網(wǎng)抽稀形成大五點(diǎn)井網(wǎng)，且井網(wǎng)加密形成小五點(diǎn)井網(wǎng)與利用其他井網(wǎng)轉(zhuǎn)成反九點(diǎn)井網(wǎng)(井網(wǎng)不加密)相比較能多提高采收率1.56個(gè)百分點(diǎn)。由此可見，井網(wǎng)加密能夠在一定程度上有效地動(dòng)用聚驅(qū)后剩余油，進(jìn)一步提高采收率。

3.2.2合理的流度控制與注采平衡是聚驅(qū)后取得好效果的重要條件

北東塊試驗(yàn)區(qū)總共有16個(gè)中心井組，其中流度比和注采比合理的12個(gè)中心井組，見到了較好的開發(fā)效果，平均單井含水率下降9.5%，最高增油倍數(shù)5.3。依據(jù)這16個(gè)中心井組的采收率提高值，將這16個(gè)中心井組共分為3類(見表1)：Ⅰ類井采收率提高值大于6%；Ⅱ類井采收率提高值介于3%～6%之間；Ⅲ類井采收率提高值小于3%。

表1　北東塊試驗(yàn)區(qū)中心井組流度比及注采比情況

圖1?、耦惥首兓€(5口)

圖2?、蝾惥首兓€(7口)

圖3?、箢惥首兓€(4口)

Ⅰ類井流度控制和注采比合理。從沉積相帶圖上看，主產(chǎn)層位于河道邊部，一次聚驅(qū)時(shí)注采連通較差，采出井周圍存在剩余油富集區(qū)。Ⅰ類井含水變化情況見圖1，Ⅰ類井含水變化曲線呈“V”字形，含水率前期隨注入孔隙體積的增加而逐漸降低；當(dāng)含水率下降到最低點(diǎn)時(shí)，隨著注入孔隙體積的增加又緩慢上升。當(dāng)注入孔隙體積為0.2PV時(shí)，含水率下降幅度最大，達(dá)到10.2個(gè)百分點(diǎn)，最大增油倍數(shù)達(dá)到6.6。

Ⅱ類井流度控制和注采比合理。從沉積相帶圖上看，主產(chǎn)層位于大面積河道，一次聚驅(qū)注采完善，剩余油相對(duì)較少。Ⅱ類井含水率變化情況見圖2，Ⅱ類井含水率變化曲線呈“大波浪”形，整體上含水率變化幅度不大。含水率最大下降幅度達(dá)到4.6個(gè)百分點(diǎn)，最大增油倍數(shù)達(dá)到2.7。

Ⅲ類井流度控制不合理、注采不均衡。Ⅲ類井含水率變化情況見圖3，Ⅲ類井含水率變化曲線呈“小波浪”形，整體上含水率變化幅度非常小，含水率趨于穩(wěn)定。含水率最大下降幅度只有2.0個(gè)百分點(diǎn)，最大增油倍數(shù)只有0.6。

綜合以上分析可以看出，合理的流度控制和注采關(guān)系的平衡能夠有效地動(dòng)用剩余油，是聚驅(qū)后取得好效果的重要條件[3]。

4　經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)

截至2015年8月，北東塊小井距高濃度聚驅(qū)后試驗(yàn)區(qū)中心區(qū)增油4.85×104t，階段提高采收率6.2個(gè)百分點(diǎn)；目前含水率96.8%，按年含水率上升1.0個(gè)百分點(diǎn)預(yù)測(cè)，含水率達(dá)98.5%時(shí)可提高采收率8.05個(gè)百分點(diǎn)。為了更好地對(duì)北東塊聚驅(qū)后小井距高濃度聚驅(qū)試驗(yàn)區(qū)進(jìn)行經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)，引入了內(nèi)部收益率(IRR)和投資回收期(Pt)這兩項(xiàng)經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)指標(biāo)[4]。經(jīng)過計(jì)算，北東塊聚驅(qū)后小井距高濃度聚驅(qū)內(nèi)部收益率為13.7%，其盈利能力已滿足最低要求,在經(jīng)濟(jì)上是可行的；投資回收期只有3.91年，而行業(yè)的基準(zhǔn)投資回收期通過計(jì)算為5.68年，投資回收期小于行業(yè)的基準(zhǔn)投資回收期。

5　結(jié)論

1)井網(wǎng)加密是聚驅(qū)后取得較好開發(fā)效果的前提。井網(wǎng)加密形成小五點(diǎn)井網(wǎng)與利用其他井網(wǎng)轉(zhuǎn)成反九點(diǎn)井網(wǎng)(井網(wǎng)不加密)相比較能多提高采收率1.56個(gè)百分點(diǎn)。

2)合理的流度控制與注采平衡是聚驅(qū)后取得好效果的重要條件。北東塊試驗(yàn)區(qū)共有16個(gè)中心井組，其中流度比和注采比合理的12個(gè)中心井組，見到了較好的開發(fā)效果，平均單井含水率下降9.5%，最高增油倍數(shù)5.3。

3)北東塊試驗(yàn)區(qū)聚驅(qū)后小井距高濃度聚驅(qū)試驗(yàn)區(qū)的內(nèi)部收益率13.7%，投資回收期3.91年，小井距高濃度聚驅(qū)能夠獲得較好的經(jīng)濟(jì)效益 。

[1]李潔.大慶油田葡Ⅰ組聚驅(qū)后剩余油分布規(guī)律研究[D].北京:北京大學(xué)，2003.

[2]韓培慧，趙群，穆爽書，等.聚合物驅(qū)后進(jìn)一步提高采收率途徑的研究[J].大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，2006，25(5)：81～84.

[3] 于洪文.大慶油田北部地區(qū)剩余油分布研究[J].石油學(xué)報(bào)，1993，14(1)：72～80.

[4] 張繼成，李朦，穆文志，等.聚合物驅(qū)后宏觀和微觀剩余油分布規(guī)律[J].齊齊哈爾大學(xué)學(xué)報(bào)，2008，24(1)：31～35.

[5] 楊二龍，宋考平，張勇，等.應(yīng)用改進(jìn)的POLYMER軟件研究聚合物驅(qū)后剩余油分布[J].石油鉆采工藝，2006，28(5)：38～41.

[編輯]黃鸝

2016-02-23

胡良峰(1986-)，男，助理工程師，從事聚驅(qū)后進(jìn)一步提高采收率工作,hlf86611@126.com。

TE34

A

1673-1409(2016)14-0059-04

[引著格式]胡良峰.小井距高濃度聚驅(qū)后現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)效果評(píng)價(jià)研究[J].長(zhǎng)江大學(xué)學(xué)報(bào)(自科版),2016,13(14):59～62.