马良帅 喻高明

摘      要：对油层动态数据和静态数据进行了分析。描绘了剩余油在油层内的分布，砂体在油层内容形成的原因类型及各自的特征。同时针对油层的动用，研究了油层内部剩余油的情况，找出剩余油在油层内分布的主要因素，选择有针对性的挖潜技术方案，最大限度的提高油层采收率，提高目的油层的最终采油量。

关  键  词：油层;剩余油挖潜;剩余油分布

中图分类号：TE357      文献标识码： A       文章編号： 1671-0460（2019）02-0372-04

Abstract： Reservoir dynamic data and static data were analyzed， the distribution of remaining oil in the second type reservoir was accurately depicted， the causes of the formation of sand body in the oil layers and their respective characteristics were investigated， at the same time， according to the using condition of reservoir， the situation of the internal residual oil was studied， the main influence factors of remaining oil distribution in the second type reservoir were found out， suitable potential tapping measures were determined to increase the increase recovery efficiency.

Key words： Reservoir; Potential tapping; Remaining oil distribution

在当前技术条件下，聚合物驱剩余油的研究技术在国内各个油田发展很快，在技术和理论上都取得了一定的成果。本次研究主要针对的河道厚度薄、渗透率逐渐降低、砂体规模较小、层数较多以及纵向和平面非均质差异性大等造成了油层挖潜难度大的问题，在聚合物驱油前、聚合物驱油受效阶段和含水率上升阶段均提出了相应的挖潜措施，并形成了各自配套的工艺措施和研究技术，并朝着综合化、稳定化、集成化的方向发展[1]。

1  调整聚合物驱油层的注采关系并提高聚合物驱替的控制程度

油层平面和纵向非均质差异性大，河道砂体钻遇率较低，并与主体和非主体薄细砂层内外相互交织分布，跟较早开采油层相比，本项目油层性质明显变差。较早之前针对本开采区域不同厚度的注入聚合物驱替的油层进行了类比分析，分析结果表明本开采区域不同厚度的油层注入聚合物驱油效果差异性明显较大。但是本开采区域的油层随着厚度的增加，油层聚合物驱的效果逐渐变好，从图1-3中可以看出，针对不同油层，油层的有效厚度在1 m以上聚合物驱效果明显比水驱增强。同时考虑到聚合物驱油增加采收率机理了解来看，主要原理是聚合物驱油的溶液在油层中的段赛式的向前推进和纵向上的调剖特点，完善油层内部的非均质特性，扩大液体波及的体积，根据本地区不同厚度油层的剩余油分布情况可以分析出，油层的有效厚度大于1 m时更加适合注入聚合物进行开采。

大量实验类比分析结果表明，笼统的注入聚合物在调整油层之间的矛盾上起到一定作用，能够取得一定的增加产油量降低含水率的成果，但是在地质条件差异性较大的开采油层中，对于注入聚合物的开采效果将会产生负面影响。区块1，包括2个砂体岩组组块1和组块2，由于不同油层之间的沉积相结构特征不同，使得不同砂体岩组之间的渗透率差别较为明显，研究的层系中组块1平均有效渗透率为0.845μm2，组块12平均有效渗透率为0.412μm2，针对开采油层间的有效渗透率之间的差异性，使得注入聚合物开采油层笼统的注入后吸入的效果相差较大，目前组块1相对吸入水量占全部井的79.4%，而组块2占全部井的16.74%，与此同时根据单个井的吸水资料统计结果，跟随砂体岩组之间有效渗透率级差的增加动用程度的差异性越明显[2]。

统计不同性质的开采油层的有效渗透率的情况，统计结果显示河道砂体的平均有效渗透率为0.576 μm2，而非河道砂体并且有效厚度大于1 m的平均有效渗透率为0.216 μm2，有效厚度0.8～1.4 m、非河道砂体并且有效厚度小于0.5m的平均有效渗透率分别为0.186、0.084 μm2，根据统计结果显示河道砂体和非河道砂体的平均有效渗透率的级差来分析，

河道砂体与有效厚度大于等于1 m非河道砂体的有效渗透率级差大小为2.4，与有效厚度小于1.0m非河道砂体有效渗透率级差大小为3.3～5.9。可见组块3、组块4油层中有效厚度1 m以上的油层有效渗透率级差大小在2.4以内。

2  完善开采油层聚合物驱油各个阶段开采技术，提高聚合物驱油采收率

针对本文的开采地块油层的地层特殊性，在开采油层进行水驱阶段时期内以深度调剖的方式方法为主，但是在继续开采的见成效时期内按照各自的规模分别注入、并针对个体情况调整为主，见成效后油层进行低产值时期，在这个时间段内主要采取压裂的方法进行增产提液，并且在开采油层含水率回升时期内主要采取聚中调剖和油层开采段细分重组的方法。本文形成上述目标油层聚合物驱油的方法，可以最大限度的提高开采油层聚合物驱油的开采效果。

2.1  注入聚合物驱油前期调剖措施

在注水驱油时间段内改善油层内和各个油层之间矛盾的主要方法是深度调剖，此方法是减少油层中注入聚合物无效循环，并改善注入油层聚合物驱油效率的有效方法。对油藏数值模拟和深度调剖的结果进行类比分析，结果表明油层在注入聚合物进行驱油之前进行调剖可以使油层的采收率增加3%～4%。但是由于目标油层注入井和采油井井距的变化，由原来油层的200 m井距缩小到目前为止100 m井距油层。增加目标区块的注入井和采油井的井数，并使得调剖的井数变为原来的1倍，因而调剖的半径和调剖剂的用量分别变为原来的二分之一和四分之一，但是最后的效果与原来的油层成效差不多[3]。

2.2  注入聚合物驱油中期配产配注

随着区块油层沉积相的砂岩岩组数量的不断增多，油层沉积相砂巖岩组的厚度却不断降低，沉积砂体岩组有效渗透率偏低，油层沉积相砂岩岩组规模变得越来越窄，从而使得油层沉积拥有更复杂的砂体，分布比原来更复杂，差异性更明显。随着油层井距的不断变小，使得注入井和采油井的注入动态变化更快。因此，油层的注入聚合物驱油方案的完善，要加强每个小井组的特异性设计和迅速反应等方面。并按照向“低渗透、低浓度，高渗透、高浓度”、“高含油饱和度方向增加注入强度、低含油饱和度方向控制注入强度”，以至于更好的进行调整。本区块内渗透率较高和比较老的注水井共60口，注入的聚合物强度为5.4 m3/（d·m），注入聚合物的浓度为1 452 mg/L。本区块内低渗透率的井共20口，需要注入聚合物的平均浓度为628 mg/L，并且区块内有6口情况比较差的井，注入聚合物的平均强度为5.2 m3/（d·m）。从图4可以看出，在采取上述措施后更好的保证了开采区块油层注入聚合物驱替的开采效果[4]。

2.3  规模化分别注入

在注入聚合物驱油的过程中，由于开采区块的油层射孔的井段相对比较长，开采油层内结构复杂且层数比较多，开采油层之间有效渗透率的级差相对较大，使得开采油层之间的矛盾明显。因此，在开采油层注入聚合物驱油过程中选用聚合物规模化分层注入是解决开采油层层间矛盾、抑制含水率的提升、进一步改善注入聚合物的驱油效果的合理方法[5]。

开采油层分区进行规模化调整分注的井，共有90口井。高于之前开采的油层聚合物驱油的分注率。由于开采油层进行分层注入聚合物驱的井层之间的有效渗透率级较差，由分注前10.7%有效控制到分注之后的4.6%，开采区块进行分注井组比未进行分注井组的综合含水率多降低了4%。采取措施的采油井日产油量增加6.2 t，比未采取措施的井组高2.1 t。

2.4  低值期采油井增产提液方法

在图5可以看出，对各个采油井进行分步射孔，可以起到少产出水量、多产出油量，并控制采油井综合含水率的效果。针对西块的油层，在注聚聚合物驱油之前，对6口不同的采油井采取分步射孔的措施，选择不同的时间段对并这6口采油井进行不同程度的补充射孔;注入聚合物前进行补孔的井，综合含水率降低8.6个百分点，补孔井平均日增加产油量约为10 t;增油见效的初期进行补充射孔的采油井，综合含水率降低16.7个百分点，补孔井平均日增加产油量约为12 t。由分析可知，采油井采取分步射孔措施之后，在采油见效初期再采取补充射孔的措施，效果相对比较好。但是对于开采油层相互干扰严重和渗透率差异性较大的采油井，在见效高峰期采取效果会更好[7]。

2.5  注聚中调剖

由于开采的油层间存在的非均质等原因，聚合物驱油阶段，随着聚合物的注入，压力升高但变化差异性大，开采油层油井注入聚合物后受效成果不均匀等问题。随着聚合物的不断注入，为了增加注入聚合物的综合利用率、使油井受效均匀，并抑制油井含水率的上升情况，可以采用调剖的方法。在开采的油层中[8]，选择了8口油层层内矛盾严重、油层厚度比较大、油层注入聚合物的压力比较低的采油井。在注入聚合物的过程中采取颗粒调剖驱油的措施[9]。实验结果表明，采取措施后注入聚合物的压力升高1.6 MPa，视吸入指数降低20%。聚合物注入剖面得到合理的改善。在周围选取了9口采油井，采取相应措施后采油井日产油量提高了0.4 t，与此同时含水率降低1.2%。

2.6  含水率上升期间压裂

随着采油井的含水率上升过程，为了更好的控制采油井含水率的上升速度，第一步，先进行调整分层注入聚合物的注入量的措施，最大程度的控制含水率上升最快的油井;第二步，采用比较常规的堵水、压裂等方法，提高动用程度比较差的油层的动用程度，提高含水率比较低的的潜力层受效，增加采油井的采油量。西块在综合含水率回升阶段内，对9口采油井采取压裂的措施[10]，采取措施后采油井的日增油量达到6 t。

3  剩余油油层挖潜效果评价

3.1  二类油层聚驱整体效果评价

目标区块的油层自从采取注入聚合物进行驱油以来，油层注入聚合物的速度基本保持一定的水平不变[11]，在0.20 PV/a上下。油层注入聚合物的注入量为346 PV/（mg·L），油层注入聚合物的平均注入压力为13.1 MPa，油层注入聚合物之后油层的压力比注入聚合物之前平均升高了5.2 MPa，油层的综合视吸入指数4.9 m3/（d·MPa），油层的综合视吸入指数比注入聚合物驱油之前降低了2.9 m3/（d·MPa）。在相同的注入孔隙度体积的聚合物驱油的条件下，目标油层由于聚合物驱油的采油井之间井距比较小，聚合物的注入速度比之前油层的注入聚合物速度高0.12 PV/a左右。但是开发油层注入聚合物驱油的聚合物的注入强度遗迹综合视吸入指数分别比之前注入聚合物驱油的油层低5.3 m3/（d·MPa）。

实验证明注入聚合物开采的油层吸入的能力比之前开发的油层明显要差一点。进行注入聚合物驱油的采油井单井的吸入的厚度由注入聚合物驱油之前的6.5 m增加到8.9 m;注入聚合物驱油的全油层的所有油井的吸入厚度比例由注入聚合物驱油之前39.1%升高到60.15%，增加了21.05%。注入聚合物驱油的采油井单井的产油能力比较低，单井的日产油量为48t。并且注入聚合物驱油的采油井之间的井距比较小，在相同的注入聚合物的空隙体积的条件下，全区油层的采液强度以及采液指数相比较低分别为分别为2.8、5.4 t/（d·MPa）。大量的理论和实践结果均证明了，提高注入聚合物驱油的控制程度是提高聚合物驱油效果的最关键的影响因素，由注入聚合物驱油的油层聚合物驱的控制程度越高，聚合物驱油的效果越明显。为了提高聚合物驱油的控制效果，全区油层采油井的井距应该减小，减小到100 m。随着注入聚合物驱油的采油井的井距变小，聚合物驱油的见效更早，整个区块在注入聚合物的用量为24 PV/（mg·L）时就开始见到了效果，整个区块的注入聚合物驱油见效的油井比例为84%，在注入聚合物驱油的孔隙体积相同的情况下，聚合物驱油见效的比例比之前低。在聚合物驱油的低含水率的时间段内，由于区块内的油层发育情况差异性较大，注入聚合物驱油的采油井最小的含水率是逐渐的而不是一起出现的[12]。

整个区块内的油层注入聚合物驱油的聚合物用量为29 PV/（mg·L）时，油层的综合含水率为79.41%，比注入聚合物驱油见效之前降低了8.36%，采油井的日产油增加679 t。但同时根据相应的数值模拟的研究成果，油层注入聚合物驱油的采收率可以提高达到9.76%，比聚合物驱油的设计方案中提高了2.15%。

3.2  不同沉积特征单井的效果评价

目标油层沉积相比较复杂，具有大型的復合型的河道砂性岩体组、中型的分流向的河道砂性岩体组、中至小型的枝坨状型砂性岩体组以及比较窄小型的砂性岩体组等4种沉积相体。其中大型的复合型的河道砂性岩体组为主要分布的油层井组，油层的发育状况较好，开发过程中水淹情况比较高，在注入聚合物驱油的前期油层的含水率高于整个油层的整体水平，但随着注入聚合物驱油的不断进行，大型的复合型的河道砂性岩体组为主要分布的油层井组，含水率降低的效果最明显，累积产油量增加量最多，随注入聚合物驱油的过程中聚合物之后，含水率的回升的情况也是最明显的;中型的分流向的河道砂性岩体组为主要类型的井组，累积产油量比较高，注聚入聚合物驱油的过程中，处于含水率比较低的时间段内时间长;中至小型的枝坨状型砂性岩体组为主的油层井组，整个油层的河道发育的规模情况会变小，注入聚合物的驱油效果会受到整个油层连通状况的影响，且影响的程度比较大，整个油层的含水率降低的程度比较小;比较窄小型的砂性岩体组为主的油层井组，油层的河道成条形带状分布，整个河道的连通状况比例最低，整体含水率的下降程度最小。

4  结 论

（1）根据开采区块的地层地质特殊性，在注水驱油时间段内改善油层内和各个油层之间矛盾的主要方法是深度调剖，此方法是减少油层中注入聚合物无效循环，并改善注入油层聚合物驱油效率的有效方法。

（2）在注入聚合物受效阶段内，采取规模化分注和针对个体差异性的措施调整为主，并在低值开采时间段内主要采取压裂的措施进行增产体液。

（3）在含水率上升阶段，采取聚中调剖和分层段细化重组等方法的开采油层聚合物驱油相配套的调整方法，可提高开采油层整体聚合物驱油的开采效果。

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