二類油層聚驅(qū)注入相對分子質(zhì)量匹配關(guān)系研究

白 璐

（大慶油田有限責(zé)任公司第一采油廠地質(zhì)大隊，黑龍江大慶163000）

薩中開發(fā)區(qū)二類油層的主要特點是三角洲分流平原沉積和三角洲內(nèi)前緣沉積，以及少部分外前緣沉積。該區(qū)塊的二類油層無論在縱向上還是在平面上，此沉積環(huán)境變化都比較大，與以泛濫平原河流相沉積為主的主力油層相比，總體上呈現(xiàn)河道砂發(fā)育規(guī)模小、小層數(shù)多、單層厚度薄、滲透率變低、平面及縱向非均質(zhì)嚴重的特點[1]。由于河道砂規(guī)模變小及表外層和尖滅區(qū)的發(fā)育，連通性很差，平面非均質(zhì)嚴重。該油層的注入聚合物對象標(biāo)準(zhǔn)為有效厚度大于1.0 m，滲透率大于100 mD[2]。在開發(fā)實踐中，由于油層發(fā)育在平面、縱向上非均質(zhì)程度嚴重，為完善井網(wǎng)注采關(guān)系，射開對象滲透率分布范圍比較寬。邱長波等[3-4]研究了兩個注聚區(qū)塊水驅(qū)井網(wǎng)調(diào)整后的開采特征，分析并研究了影響油層動用程度的問題及其各種因素。賈寶龍等[5-7]針對目標(biāo)區(qū)塊在注水開發(fā)過程中的主要矛盾，應(yīng)用油藏數(shù)值模擬進行了加密調(diào)整，并確定了二類油層聚驅(qū)措施時機及選井選層方法。林立[8]編制了多套目標(biāo)區(qū)塊二類油層的聚驅(qū)方案，針對有關(guān)注采關(guān)系的問題，通過明晰分單元驅(qū)替方式，對兩驅(qū)注采關(guān)系的射孔原則的優(yōu)化進行了總結(jié)。吳蔚[9]表示了不同滲透率分級下的井網(wǎng)對油層的聚驅(qū)控制程度。林立等[10]分析并研究了二類油層聚驅(qū)有關(guān)問題，明確了注采關(guān)系。李文博[11]根據(jù)不同油層的性質(zhì)及剩余油的分布情況，選擇了合理的聚驅(qū)注入優(yōu)化參數(shù)。刁萌等[12-18]對二類油層不同聚合物驅(qū)油的主要參數(shù)進行了優(yōu)化，使聚合物利用量減少，切實提高了聚合物采收率，有利于驅(qū)油效果的改善。

1 問題的提出

在平面上，單一相對分子量聚合物驅(qū)的適應(yīng)能力在不同的井中是弱勢[19-20]。對中新201站試驗區(qū)采出井的砂體進行研究，并根據(jù)連通類型進行分類。圖1為不同井間砂體連通類型的含水率變化特征。從圖1可以看出，在油層滿足注入相同聚合物的條件下，不同砂體連通類型井的含水率變化特征差異較大，井間非河道連通井的見效特征不是很明顯，含水率下降幅度較小，而河道砂單向連通（一、二向）、多向連通（三、四向）的比例不同，含水率下降程度不同、下降速度不同、低含水率穩(wěn)定期也不同。河道砂單向連通井的含水率下降程度與多向連通井的含水率下降程度相比低20%左右。因此，根據(jù)現(xiàn)場實驗及圖1可得，多向連通比例越大，低含水率穩(wěn)定期越長。

圖1 不同井間砂體連通類型含水率變化特征Fig.1 Characteristics of water-bearing changes in the type of sand bodies between different wells

1.1 復(fù)雜井網(wǎng)

中區(qū)西部的基礎(chǔ)井網(wǎng)于1960年正式投入開發(fā)，主力油層主要開采薩葡油層，層系分別為薩、葡兩套，這兩個層系皆采用行列切割式注水井網(wǎng)。但在1985年后，薩葡油層水驅(qū)又采取了兩次相應(yīng)的技術(shù)措施，即一次加密調(diào)整和二次加密調(diào)整。1999年葡一組開始了聚合物驅(qū)，葡一組聚驅(qū)井網(wǎng)油井、水井共有135口。截止2011年9月，中區(qū)西部的油層全部轉(zhuǎn)為二類油層。

中區(qū)西部二類油層于2009年開始投產(chǎn)，油井、水井共有588口。同時薩葡三類油層“兩三結(jié)合”開始投產(chǎn)，油井、水井共有682口。到2012年3月為止，薩葡油層分為五套層系井網(wǎng)開采，即基礎(chǔ)井網(wǎng)、一次加密調(diào)整井網(wǎng)、二次加密調(diào)整井網(wǎng)、薩葡二類油層聚驅(qū)井網(wǎng)、薩葡三類油層“兩三結(jié)合”井網(wǎng)。截止2012年3月，中區(qū)西部薩葡油層聚水驅(qū)的井網(wǎng)中，油井、水井共有1 441口，井距250、300 m，中區(qū)西部井網(wǎng)關(guān)系如圖2所示。

圖2 中區(qū)西部井網(wǎng)關(guān)系Fig.2 Central area well network diagram

分析圖2可知，該區(qū)塊存在的問題有：

（1）薩葡三類油層水驅(qū)開發(fā)井段較長，已經(jīng)達到了180 m。

（2）薩葡三類油層的井距偏小為106 m。

（3）葡一組井網(wǎng)被二類油層和三次采油井網(wǎng)利用。

中區(qū)西部二類加密井和三次加密井又同時開采薩Ⅱ10-薩Ⅲ10層位，井網(wǎng)疊加較復(fù)雜，密度較大。自中區(qū)西部二類油層注入聚合物開始，開發(fā)效果并不是很理想。如果不算水驅(qū)開發(fā)的效果，提高采收率僅僅達到了5.5%。對室內(nèi)實驗結(jié)果進行分析和研究可知，開發(fā)效果并不理想的主要原因在于水聚干擾。采用灰色關(guān)聯(lián)法計算水驅(qū)干擾的主控因素。

（1）相關(guān)度計算公式。差值的絕對值記為：

關(guān)聯(lián)系數(shù)：

相關(guān)度：

（2）評價參數(shù)處理。對評價參數(shù)的數(shù)據(jù)進行量綱處理。處理后的數(shù)據(jù)在0～1，即對參數(shù)進行初始化，再次根據(jù)各評價參數(shù)與見效程度的相關(guān)關(guān)系給出各關(guān)鍵性參數(shù)的最有利值與最不利值。

對于與見效程度正相關(guān)的參數(shù)采用式（4）計算：

式中，X為實際值；G為有利參數(shù)值；P為不利參數(shù)值。

（3）計算結(jié)果。通過水驅(qū)干擾的主控因素的計算公式、評價參數(shù)等數(shù)據(jù)處理，各項干擾因素關(guān)聯(lián)度計算結(jié)果如表1所示。

表1 評價參數(shù)關(guān)聯(lián)度Table1 Evaluation parameter relevance degree calculation result table

1.2 提高相對分子量與注入?yún)?shù)匹配程度

根據(jù)室內(nèi)實驗的結(jié)果，不同的相對分子量在二類油層中的通過程度為：滲透率在300 mD以下油層適合中相對分子量及普通聚合物質(zhì)量濃度注入；滲透率在500～700 mD的油層適合注入2 500萬及以下的相對分子量，若采用高相對分子量，應(yīng)該采用普通聚合物質(zhì)量濃度；滲透率在900 mD以上油層較適合高相對分子量及高聚合物質(zhì)量濃度注入；滲透率在500 mD以上油層皆可注入中、高相對分子量及中、高聚合物質(zhì)量濃度；3 500萬相對分子量注入困難。

以上結(jié)論表明，滲透率大于500 mD的油層適合注入中、高相對分子量?，F(xiàn)場濃黏曲線也體現(xiàn)在二類油層中，若達到理想黏度體系，可使用不同相對分子量進行注入（見圖3），此實驗在現(xiàn)場進行。

圖3 不同相對分子量的濃黏關(guān)系Fig.3 Relationship between mass concentration and viscosity of different relative molecular weights

由圖3可知，聚合物質(zhì)量濃度和黏度呈正比例關(guān)系。隨著聚合物質(zhì)量濃度的增加，黏度也隨之增加，相對分子量在2 500萬與1 200～1 600萬相對分子量體系對比時，2 500萬相對分子量體系在聚合物質(zhì)量濃度增加時，黏度增大的程度較大。而1 200～1 600萬相對分子量體系隨著聚合物質(zhì)量濃度增加，黏度上升的幅度最小。圖4為大慶清配清稀條件下相對分子量、聚合物質(zhì)量濃度與滲透率關(guān)系。

圖4 相對分子量、聚合物質(zhì)量濃度與滲透率關(guān)系Fig.4 The relationship between molecular weight,concentration and permeability

圖4表明，相對分子量和滲透率呈正比例關(guān)系。隨著相對分子量的增加，滲透率也隨之增加。聚合物質(zhì)量濃度為1 000 mg/L時，隨著相對分子量的增加，滲透率增大的程度較大；而聚合物質(zhì)量濃度為3 000 mg/L時，隨著相對分子量增加，滲透率上升的幅度最小。

對總采收率貢獻分析，用低黏度的聚合物進行驅(qū)替時，低注低采提高采收率的貢獻最大；當(dāng)用高黏度的聚合物進行驅(qū)替時，高注高采和高注低采（高滲層注→低滲層采）對提高采收率的貢獻較大。兩種不同的相對分子量匹配質(zhì)量濃度注入發(fā)現(xiàn)，在注入初期時，采取中分定濃段塞式井組的注入效果要好于高相對分子量的井組的注入效果。

2 聚驅(qū)相對分子量及注入?yún)?shù)匹配關(guān)系

2.1 中相對分子量不同質(zhì)量濃度匹配注入的有效厚度

在研究區(qū)塊中，滲透率大于500 mD的注入井共有186口，占全區(qū)比例的63.5%。其中注入中分的注入井占全區(qū)比例的66.1%，依據(jù)不同的參數(shù)匹配注入井組提高采收率分析，二類油層有效厚度小于10 m，更適用于中相對分子量不同濃度匹配注入，注入中分井組比高分井組高3.2%。

根據(jù)區(qū)塊特有特性及水聚干擾等影響，為提升井組的注入壓力，對不同的井組采取了中、高相對分子量的不同注入。依據(jù)室內(nèi)實驗?zāi)０澹谙嗤ざ认?，對不同相對分子量、滲透率、聚合物質(zhì)量濃度、黏度等參數(shù)相關(guān)聯(lián)設(shè)置井組注入?yún)?shù)。選取相同滲透率下中、高相對分子量注入的5對井組作為研究對象進行對比分析。

（1）對比連續(xù)的中分井組與高分井組吸水剖面，注中分的井組的平均動用程度占全區(qū)比例的77.6%，而高分井組的平均動用程度占全區(qū)比例的69.8%，從整體的動用狀況看，中分井組要高于高分井組，并且中分井組的薄差層均得到很好的動用。

（2）中分井組與高分井組相比注入壓力上升幅度相差不大。中分井組的注入壓力在注聚前為5.6 MPa，在注聚前后上升到了壓力水平較高的10.1 MPa；高分井組的注入壓力在注聚前為5.7 MPa，在注聚前后上升到了壓力水平較高的9.7 MPa；中分井組的壓力與高分井組相比僅高了0.3 MPa，表明注入中分對二類油層適應(yīng)性更強。

（3）中分井組增油倍數(shù)高，單位厚度增油和噸聚增油量高。中分井組單井最大增油量815 t，與高分井組相比，是高分井組的2.4倍，單井階段累增油與高分井組相比多7 489 t。

由于中分井組見效時間晚，在注聚初期的噸聚增油、單位厚度增油較高分井組??；但在見效高峰期，中分井組噸聚增油持續(xù)上升，最大噸聚增油可達到34.4 t/t；而且在相同PV數(shù)下噸聚增油與高分井組相比提高了5.4 t/t，與單位厚度增油相比提高了167 t/m?？梢?，中分井組的單位厚度增油與噸聚增油量自見效高峰期后要遠好于高分井組。

（4）中分井組提高采收率比高分井組高11.8%。中分井組階段采出程度占全區(qū)比例的33.7%，高分井組采出程度占全區(qū)比例的21.1%，并且中分井組階段提高采收率占全區(qū)比例已達到28.8%，高分井組階段提高采收率占全區(qū)比例的17.0%，中分井組比常規(guī)聚合物質(zhì)量濃度的井組提高采收率高了11.8%。

因此，二類油層以其特有的沉積形態(tài)和層間矛盾，更適合于注入1 200～1 600萬相對分子量的聚合物，在背景條件相近的情況下，中分井組更適合動用薄差油層，對薄差油層的驅(qū)替效果更好。

2.2 注入聚合物的黏度控制

在注入聚合物的過程中，更多強調(diào)黏度的重要性。圖5為水質(zhì)稀釋濃黏曲線，由圖5可知，在可提供的聚合物質(zhì)量濃度范圍內(nèi)，清水注入能更好地達到所需黏度。當(dāng)黏度達到30～50 mPa·s時，注入通過效果更好。

圖5 水質(zhì)稀釋濃黏曲線Fig.5 Water quality dilution and viscosity curve

2.3 聚合物質(zhì)量濃度注入效果

通過單井組的滲透率，確定出單井注入的聚合物溶液最適宜的聚合物質(zhì)量濃度（見圖6）。

圖6 注入壓力與聚合物質(zhì)量濃度關(guān)系Fig.6 Injection pressure versus concentration plate

由圖6可知，注入壓力和注入聚合物質(zhì)量濃度成正比例關(guān)系。隨著注入聚合物質(zhì)量濃度的增加，注入壓力上升值也隨之增加。滲透率200 mD時，隨著注入聚合物質(zhì)量濃度的增加，注入壓力上升的程度較大。而滲透率為600 mD時，隨著隨著注入聚合物質(zhì)量濃度增加，注入壓力上升的幅度最小。

室內(nèi)實驗表明，對于滲透率600 mD的油層，通過提高聚合物質(zhì)量濃度可以縮小因相對分子量低造成的見效差異。因此，在聚合物相對分子量一定的前提條件下，優(yōu)先選擇注入高質(zhì)量濃度的聚合物。圖7為不同相對分子量見效變化。

圖7 不同相對分子量見效變化Fig.7 Injection pressure versus concentration plate

由圖7可知，聚合物相對分子量和見效時前緣位置呈反比例關(guān)系。隨著聚合物相對分子量的增加，見效時前緣位置隨之降低，質(zhì)量濃度為1 000 mg/L時，隨著聚合物相對分子量的增加，見效時前緣位置降低的幅度較大。而質(zhì)量濃度在2 000 mg/L時，隨著聚合物相對分子量的增加，見效時前緣位置降低的幅度較小。

3 結(jié) 論

主要研究了中區(qū)西部二類油層在水聚干擾相對較為嚴重的情況下，不同井組分別注入中、高相對分子量聚合物以后，依據(jù)現(xiàn)場資料分析總結(jié)出井組周圍油井的見效情況，含水率變化及階段采出程度，得出了二類油層井組適應(yīng)的參數(shù)設(shè)定，保證聚合物的注入質(zhì)量和注入效果，最大化地提高采收率及效益。

（1）中區(qū)西部二類油層高濃度聚合物驅(qū)含水率下降程度比較大，使該油層的產(chǎn)油量增多，說明開發(fā)效果較好，提高采收率較常規(guī)濃度聚合物高10%以上。

（2）1 200～1 600萬相對分子量更適用于二類油層的注入。