聚驱后小井距高浓度聚驱试验转后续水驱方法

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[摘 要]聚驱后小井距高浓度聚驱试验于2016年3月完成方案设计聚合物用量，即将转入后续水驱开发。试验注聚后期存在注入井吸水剖面返转，采油井聚合物单层突进、含水回升速度快等问题。如何在后续水驱阶段有效控制低效、无效注采循环，进一步挖掘剩余油潜力，采用合理的方式转入后续水驱，是提高后续水驱开发效果，评价试验整体效果的关键。

[关键词]小井距 高浓度聚合物驱 后续水驱

中图分类号：TE357；TE327 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）05-0259-01

为进一步探索聚驱后提高采收率方法，2011年在喇嘛甸油田北东块开展了聚驱后小井距高浓度聚合物驱现场试验。

1 区块概况

试验层位葡I1-2层，面积0.67km2，地质储量139.8×104t。在充分利用原葡I1-2油层聚驱井网基础上，将原212m五点法面积井网调整为106m五点法面积井网。试验区于2011年9月开始注聚，方案设计聚合物分子量2500万，浓度3500mg/L，注入速度0.2PV/a，聚合物用量1750PV.mg/L。截至2016年3月，现场试验注入油层孔隙体积0.69PV，聚合物用量1890PV.mg/L，完成方案设计聚合物用量，即将转入后续水驱开发。

2 试验动用状况及剩余油分布

2.1 试验区油层动用状况

试验区注入高浓度聚合物后期油层动用仍保持在80%以上，其中，葡I21～PI23单元注聚后期动用程度保持在82%以上，PI1单元动用程度降幅较大，由注聚初期的89.9%下降到69.7%，下降了20.2个百分点。

2.1.1 注聚后期各单元油层动用比例下降

注聚后各单元动用比例都有不同程度的上升，但随着注聚时间的延长，各单元油层动用比例不断下降，注聚后期葡Ⅰ1、葡Ⅰ23单元油层动用比例已接近空白水驱水平。

2.1.2 有效厚度低于2m油层动用比例下降幅度大

从有效厚度分级上看，油层发育厚度以大于2m油层为主，低于2m的油层厚度有12.6m，占厚度比例的7.9%，这部分油层动用比例在注聚后期大幅下降，由77.8%降至35.7%，下降42.1个百分点。

2.1.3 渗透率低于0.4μm2油层动用比例下降幅度大

注聚后不同渗透率油层动用比例均有上升，注入0.30PV时，油层动用趋于均衡，注聚后期，渗透率低于0.4μm2油层动用比例大幅下降，由92.4%降至63.2%，下降了29.2个百分点。

2.2 试验区平面及垂向剩余油分布特征

2.2.1 平面上各井组剩余油分布零散

试验转水驱前试验区含油饱和度39.2%，其中含油饱和度大于40%的井有5口，30%～40%之间的井有28口，20%～30%之间的井有28口。剩余油平面上分布零散，主要分布在试验区边界及注采分流线部位，是后续水驱的主要挖潜对象。

2.2.2 垂向上各沉积单元剩余油分布差异大

纵向各单元储量动用上看，葡Ⅰ1单元储量动用程度最小，采出程度仅52.93%；葡Ⅰ21单元和葡Ⅰ22单元采出程度分别为58.37%和60.20%，葡Ⅰ23单元采出程度最大为61.1%，同时葡Ⅰ23单元剩余地质储量最大，为12.5×104t，占总剩余地质储量的39.40%。

3 试验转后续水驱方法

根据试验转水驱前动态特征，为了最大程度挖潜剩余油，控制后续水驱含水上升速度，2016年3月，在综合考虑聚合物用量、采出程度、油层动用状况、油层发育状况的情况下，制定了三种不同方式转入后续水驱方法：

3.1 直接转后续水驱方法

对聚合物用量大、剖面控制好、采出程度高、综合含水高的井组直接转入后续水驱。这类井7口，平均注入体积0.97PV，比全区注入体积高0.28PV；采出程度61.0%，比全区采出程度高0.4个百分点；综合含水97.7%，比全区高0.4个百分点。2016年3月21日，7口井直接转入后续水驱，转前注聚浓度1138mg/L，转水驱后配注由310m3/d下调至265m3/d；注入强度由4.7m3/d.m降至4.0m3/d.m。

转注后注入压力9.8MPa，与转注前相比下降了2.1MPa。采出井日产液420t/d，日产油8.2t/d，含水98.2%，与转注前相比日产液增加30t/d，日产油下降0.7t/d，含水上升0.3个百分点。

3.2 梯度降浓后转水驱方法

对聚合物用量较小、剖面控制好、采出程度较低、综合含水低的井组梯度降浓后转水驱。这类井有12口，平均注入体积0.51PV，比全区注入体积低0.18PV，采出程度60.7%，比全区采出程度高0.1个百分点，平均综合含水97.3%，与全区持平。2016年3月21日开始经过两次梯度降浓后转水驱。第一次注入浓度由1443mg/L降至747mg/L；配注由660m3/d降至530m3/d；注入压力降至12.2MPa，下降0.2MPa；第二次注入浓度由747mg/L降至446mg/L，注入压力12.0MPa，下降0.2MPa；4月10日转入后续水驱，2016年10月注入压力10.2MPa，比转水驱前下降2.0MPa。

转注后注入压力10.2MPa，与转注前相比下降了2.0MPa。采出井日产液591t/d，日产油13.6t/d，含水97.7%，与转注前相比日产液下降24t/d，日产油下降2.3t/d，含水上升0.3个百分点。

3.3 提高注聚浓度“封口”转水驱

对剖面控制差、采出程度较低的井组上调浓度“封口”转后续水驱。这类井有5口，平均采出程度59.8%，比全区采出程度低0.8个百分点。这类井油层动用较差，油层动用比例74.5%，存在单层突进现象，为预防后续水驱突进，在注入3000mg/L高浓度段塞后，再梯度降浓转入后续水驱。2016年3月21日开始实施“封口”，注入浓度由1500mg/L上调至3000mg/L，配注由335m3/d下调至200m3/d，4月3日注入浓度降至1500mg/L，4月11日注入浓度降至800mg/L，4月20日转入后续水驱。

转注后注入压力9.4MPa，与转注前相比下降2.6MPa。采出井日产液641t/d，日产油17.3t/d，含水97.3%，与转注前相比日产液、日产油不变，含水保持稳定。

对比三种转后续水驱类型井效果，直接转水驱和梯度降浓井组含水上升0.3个百分点，直接转水井转注后平均采聚浓度下降明显，下降40mg/L。“封口”后转后续水驱井组效果较好，转注后产液量保持稳定，含水未见回升，转注后平均采聚浓度上升27mg/L。

四、结论

①试验聚驱阶段油层动用程度高，但随着注聚时间的延长，试验区油层动用程度逐渐降低，注聚后期，有效厚度低于2m、渗透率低于0.4μm2的薄差油层动用程度大幅下降②试验经历两次聚驱，试验区剩余油分布零散，以河道砂体发育的厚油层，有效厚度大、渗透率高，剩余地质储量大，是后续水驱挖潜的主要对象。③针对采出程度低井组，采取上调注入浓度“封口”转后续水驱方法，效果比较明显，有效的控制了这类井后续水驱含水上升速度。④试验根据转水驱前动态特征研究，制定三种转后续水驱方法，使后续水驱阶段年含水上升速度控制在0.2个百分点，取得了较好的开发效果。

参考文献

[1] 王启民，廖广志，牛金刚.聚合物驱油技术的实践与认识[M].大庆石油地质与开发，1999，18（4）：1-5

[2] 韩培慧，赵群，穆爽书，等.聚合物驱后进一步提高采收率途径的研究[J].大庆石油地质与开发，2006，25（5）：81-84.

作者介

张天星，（1990年07月），女，大庆油田采油六厂试验大队。