大倾角砂砾岩油藏聚合物驱效果评价
崔世勇 喻高明
摘 ?????要：处于中高含水期内的砂砾岩油田，层内、层间、平面矛盾更加突出，常规调整手段难以控制主力层含水上升速度，难以提高差油层动用程度，油田开发效果逐年变差。针对上述问题，对呼和诺仁油田贝301区块南屯组高含水油层开展了为期3 a的聚合物驱现场试验。试验取得了较好的增油降水开发效果，综合含水下降10个百分点，自然递减连续3 a小于5.0%，阶段增油3.75×104 t，与水驱对比，阶段采收率提高8.5个百分点。本文根据现场试验效果，总结了砾岩油藏驱油特点，油井受效特征，力争为同类型油田聚驱开发提供借鉴经验。
关 ?键 ?词：砂砾岩;大倾角;高含水;厚油层;聚合物驱
中图分类号：TE 357.46 ??????文献标识码： A ??????文章编号： 1671-0460（2019）01-0151-04
Abstract： In the sandy conglomerate oil field in the middle and high water cut stage， intra-layer， inter-layer and plane contradictions are more prominent. It is difficult to control the rising rate of water cut in the main layer by conventional adjustment means， and to improve the utilization degree of poor reservoirs. In view of the above problems， a three-year polymer flooding field test was carried out in Nantun formation of Bei 301 block in Huhe Nuoren oilfield. The results showed that the comprehensive water cut was reduced by 10%， the natural decline was less than 5.0% in the three consecutive years， and the stage oil increment was 3.75×104 t. Compared with water flooding， the stage oil recovery was increased by 8.5%. Based on the field test results， the characteristics of conglomerate reservoir flooding were summarized as well as the characteristics of oil well efficiency， which could provide reference experience for polymer flooding development of the same type of oil fields.
Key words： Gravel rock; Big dip angle; High water cut; Thick oil layer; Polymer flooding
强非均质砂岩油藏在平面和纵向上渗透率分布差异较大，注水开发过程中，地层流体沿高渗层突破，具体在平面上形成局部线性收敛的窄长通道，在纵向上形成局部高滲透小层突破，诱发严重舌进现象[1-3]，形成优势通道[4]，造成最终波及系数降低。同时因驱替相流度低，在水驱两相渗流过程中，低粘度躯体相形成分散液束形式过快向前推进，进而诱发严重指进现象[5]，造成油水前缘过早移动到产油井底[6]，含水率迅速上升至水淹，降低最终采收率。此时通过注聚合物驱替作用，形成段塞式驱替效果，防止水相优势通道的形成，降低单井含水率，大分子聚合物能有效封堵高渗层，增大最终波及系数，增大最终采收率[7-11]。
1 ?注聚井区简述
1.1 ?注聚层概述
呼和诺仁油田贝301区块位于海拉尔盆地贝尔湖坳陷呼和诺仁构造，构造倾角14.4o，区块属断陷盆地近物源、短流程、快速充填的沉积环境，岩相及物性纵横向相变快，单砂体分布规模复杂，油层渗透率以大于100 mD以上为主，平均渗透率230 mD，油层间渗透率变异系数平均0.98，相邻的单砂层间渗透率最大级差为10.25，层间非均质性强。驱层N2Ⅱ11- N2Ⅱ13油层平均单井钻遇单砂层15.7个，钻遇砂岩厚度29.0 m，有效厚度18.0 m，具体各油层单井钻遇情况见表1。
分析表中数据，显示聚驱层N2Ⅱ11- N2Ⅱ13有效厚度在2 m之上部分占比均在55%之上，同时有效厚度在1 m之下的占比均在15%之下，N2Ⅱ11- N2Ⅱ13层，厚度发育大，渗透率高，含水级别高，构造倾角大以及水驱方向性强，在无法继续细分注水的情况下，常规注水调整波及面积有限，难以有效挖潜主力油层剩余油。
1.2 ?聚驱方案设计
根据室内评价，结合区块动静态资料，优选区块贝38-X54井区和贝48-X52井区开展聚合物驱现场试验。试验井组共有油水井26口，其中注水井6口，采油井20口。方案设计聚合物分子量为950～
1 200万，聚合物溶液浓度为1 800 mg/L，井口粘度为40 mPa.s，聚合物驱注入速度0.12 PV/a，注入时间为3 a，聚合物的用量为420 mg/（L·PV）。区块优选如图1所示。
本次注入方式采用撬裝分层方式。为保证井组注采平衡，综合考虑注水强度、吸水能力，油井采出状况等因素，注聚初期6口水井N2Ⅱ11- N2Ⅱ13层配注300 m3/d。数值模拟结果显示注聚后井组综合含水由82.7%下降至69.2%，下降13.5个百分点，阶段累计产油量为6.41×104 t，与水驱相比，累计增油3.25×104 t，采收率提高3.43个百分点，每吨聚合物增油54 t，投入产出比1：5.5，经济效益较好。
2 ?现场实验效果评价
2.1 ?储层动用增加
注聚初期，6口井平均注入压力11.1 MPa，视吸水指数4.69 m3/（d·MPa），与注聚前对比，注入压力上升2.3 MPa，视吸水指数下降27.5%，目前注入压力稳定在12.8 MPa。又有区块6口井吸水剖面测试结果统计表2。
6口井三年连续剖面统计表明，聚合物前缘段塞在水流优势通道中建立起了一定的阻力系数，有效防止优势水相渗流过快突进，中低渗透层得到有效动用，水驱动用程度增加。与注聚前对比，吸水层数比例增加13.2%、吸水厚度比例增加5.4%。其中，小于2.0 m油层吸水层数比例及吸水厚度比例明显增加。
2.2 ?自然递减缓慢
统计井区16口受效井，综合含水由注聚前的80.1%下降至2017年底的70.0%，下降了10.1个百分点，目前仍处于含水下降阶段。12口未措施油井注聚前年产油由1.97×104 t，聚驱一年后年产油增加至2.23×104 t，自然递减-3.2%，后续两年自然递减率控制在5%以内，与水驱阶段对比，自然递减减缓9个百分点以上。阶段累计增油3.75×104 t，采出程度22.17%，与水驱对比，采收率提高8.5个百分点，吨聚增油62.5 t。数据详见图2和图3所示。
3 ?聚驱动态变化规律分析
3.1 ?聚合物驱油特征
试验井组共有油井20口，不同程度受效井16口，受效比例80.0%。聚合物驱油特征主要表现为以下两个方面：一是通过产液剖面调整，中差渗透率层动用得到提高。动态数据变化特点为产液量下降、产油量上升、含水率下降，即水驱动用高的层产液量下降，水驱动用差的层产液量上升。
通过聚驱，聚合物前缘段塞在水驱阶段形成的水流优势通道N2II11层中建立起了一定的阻力系数，增大N2II11层流动阻力，甚至堵塞吼道，降低油层供液能力，降低产液量，降低含水率。此时，水驱阶段动用较差的N2II12～ N2II13油层得到较好动用，产油量上升。产液剖面测试成果表明，物性较好的N2II11层聚驱前日产液17.4 t，聚驱后下降至2.4 t，下降幅度高达86.2%。物性相对较差的N2II122-2～N2II13-3层聚驱前日产液3.9 t，聚驱后日产液14.6 t，产量增加3.7倍。
二是水淹层注聚后，驱油效率得到提高。动态数据变化特点为产液量、产油量大幅上升后下降，含水下降。如图4和图5所示。
贝38-58井， N2II11层存在大孔道，水驱过程中水窜严重。聚驱后，聚合物溶液首先进入大孔道，出现近似活塞式驱动，同时由于流动阻力增大，扩大了层内及层间弱动用或未动用油层的水驱波及面积，导致产液量上升，产油量上升，随着注聚时间的增加，聚合物对高渗透大孔道起到一定的封堵作用，活塞驱动结束后，产液量明显下降。
3.2 ?油井收效特征
聚驱层位产液比例大井，注聚见效时间4个月左右。注聚层位产液比例小井，注聚见效时间10个月左右，同时，非聚驱层停注降产对聚驱效果影响严重。统计聚驱层段产液量大于50%的8口油井，聚驱见效时间4个月左右，9个月达到受效高峰期，与注聚前对比，日降液16.6 t，日增油5.9 t，综合含水下降6.1个百分点。注聚层段产液比例小于50%的5口油井，聚驱见效时间10个月。由于采用一套井网注聚，非聚驱层停注降产对聚驱效果影响严重。注聚9个月后日产油量下降6.9 t，下降幅度32.2%。10个月后见到注聚效果，产量呈现回升态势。同时统计8口井产液剖面，非注聚层注聚后产液层数41.2%、产液厚度比例49.6%，与注聚前对比，产液层数比例、产液厚度比例分别下降21.2%、17.0%。日产液由注聚前的99.2 t下降到注聚后的68.5t，下降了30.7 t。详细数据见图6和图7所示。
如贝34-52井压前日产液8.8，日产油0.6 t，压后日产液47.9 t，日产油0.6 t，流压11.7 MPa，连通水井贝36-52井注入压力由8.2 MPa下降至7.6 MPa，油水井压串，形成大孔道。聚驱初期，该井采出液聚合物浓度82.0 mg/L，12个月后聚合物浓度增加至257.4 mg/L。为了封堵大孔道，将聚合物分子量由设计的1 200万增加至2 500万以上，粘度由设计的40 mPa·s增加至50 mPa·s以上，目前该井仍然没见到聚驱效果。
聚合物驱对井区平面矛盾的调整效果差一方面是由重力驱作用造成井组构造低部位油井易受效，高部位油井弱受效，平面调整效果差。如构造低部位贝46-53井与注聚井构造高程差为-15.6 m，注采井距200 m。注聚后7个月受效，与注聚前对比，受效高峰期日降液20.3 t，日增油4.4 t，综合含水下降31.6个百分点。高部位贝50-52井与注聚井构造高差16 m，注采井距200 m，注聚效果不明显;详细数据见图8和所示，其中贝50-52井位于构造高部位，贝46-53井位于构造低部位（图8）。
另一方面是在同一构造部位油井，注聚效果受沉积影响严重，主河道油井受效明显，差相带油井受效差。贝35-53井、贝38-56井同为贝38-54井组构造低部位油井，注采井距150 m。注聚7个月后，主河道油井贝35-53井注聚受效明显，日增液15.6 t，日增油5.8 t，综合含水下降8.9个百分点，差相带油井贝38-56井未见到注聚效果。
4 ?結 论
对于大倾角、高含水砂砾岩油藏，聚驱能够有效调整产吸剖面，改善层内、层间矛盾，提高油田采收率，是中高含水期砂砾岩油田稳产的重要技术支撑。三年的现场试验结果表明，驱聚采收率可提高8.5个百分点;
原油动用特征主要表现两个方面：一是提高水驱优势通道储层的驱油效率，产量变化特点为产液量先上升后下降，含水下降;二是扩大中低渗透层波及面积，产量变化特点为产液量下降，含水下降，产油量上升;
油井受效特征与水驱类似，受效方向性强，主要受构造倾角，砂体连通关系、注采井距以及沉积微相影响，即位于井组低部位、注采井距小、连通关系好、主河道沉积的油井易受效。反之，弱受效或不受效;
聚驱可明显改善水驱过程中的层内、层间矛盾，但对受重力驱影响的平面矛盾调整效果有限;
采用一套井网注聚，非注聚层段停注降产对聚驱增油效果影响明显。
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