聚合物驱节能技术应用

马丽梅（大庆油田有限责任公司第二采油厂）

20世纪80年代以来，中国注水开发的主力砂岩油田相继进入中高含水期开采阶段。90年代聚合物驱油技术在大庆油田开始工业化推广，目前已成为大庆油田持续稳产的重要支撑，聚驱过程中不同阶段的节能降耗技术也日臻成熟配套。大庆油田某开发区应用不同节能技术，取得了较好的控注控液效果，降本增效成果显著。

1 问题的提出

大庆油田某开发区开展聚合物驱以来，取得了较好的开发效果。但不同区块受油层发育、构造条件以及聚合物本身特性影响，开采过程中增油倍数、含水降幅以及产液水平存在着较大的差异。主要表现在以下几个方面：

1）部分井区在水驱空白阶段，受原井网水驱开发影响，初含水较高，油层存在大孔道、注入剖面集中、高渗透层突进现象较为突出。

2）在注聚过程中，油层发育较好、剩余油富集、产液能力较强的井区易出现剖面反转现象，薄差油层、低渗透油层受效程度受到影响[1]。

3）在后续水驱阶段，由于水油流度比的再次改变，高产液高含水等低效循环井层增多，投入产出比高，目前五个后续水驱区块采出井产液量大于150t的井有111口，占采出井总数的22.5%，含水大于98%以上的井有85口，比例达到17.2%，这部分井均是控液的主要对象。

2 不同开发阶段节能技术应用效果

2.1 水驱空白阶段深度调剖技术

由于油层非均质的特性，单纯依靠聚合物有限的调剖能力不足以有效调整油层的吸水剖面，部分井区在注聚过程中存在聚合物沿高渗透层突进、吸水状况变差、聚驱效果差等现象。低浓度（CD G）深度调剖、复合离子调剖、预交联体膨颗粒调剖、纳微米微球深度调剖等技术对不同区块、不同注聚阶段、不同井区的整体开发效果起到了至关重要的作用。

以目前应用较广的纳微米微球深度调剖[2]为例，该技术能够起到降低含水、改善剖面的作用。采油用调剖剂LH W 型纳微米微球深度调剖剂在油相中为稳定的水分散颗粒，微球平均直径为几百纳米至几个微米（图1），基本形态为球形，具有良好的变形性和特殊的流动特性，可以进入油藏深部。微球在油藏的流动过程中，使油藏中的“水窜通道”发生“动态堵塞”，不断产生液流改向，调整、扩大驱替剂的波及剖面，进一步提高原油采收率。2011年5—7月，在A 区块一个6注13采井组开展纳微米微球调剖，共注入调剖剂41 700m3，微球乳液用量190.16t。

调剖实施后井区开发效果得到改善：一是调剖后注入压力稳步上升，注入剖面得到改善。2012年2月份，6口井注入压力12.24 M Pa，与调剖前对比上升1.18M Pa。统计6口注入井吸水剖面资料，调剖后砂岩和有效吸液厚度比例分别增加了24.4%和13.9% ，其中调剖目的层有效吸液厚度比例为90.6%，吸液比例51.0%，吸液强度11.5 m3/（d·m），与调剖前对比分别下降5.2%、30.4%和7.2m3/（d·m）；非调剖目的层有效吸液厚度比例为80.2%，吸液量比例49.0%，吸液强度9.4 m3/（d·m），与调剖前对比分别增加28.5%、30.4%和3.4 m3/（d·m）。二是调剖井区采出井含水降幅、增油倍数均高于未调剖井区。调剖井区13口采出井，2012年2月份日产液949t，日产油88.7t，含水90.65%，与调剖前对比，日降液124 t，日增油29.9t，含水下降3.87个百分点，含水降幅比未调剖井区多下降2.04个百分点。调剖井区目前增油倍数达到1.16，比未调剖井区高0.38倍。截至2012年3月份，该井组调剖后累计控液33450t，增油4050t。

图1 显微镜下纳微米微球膨胀图片

2.2 注聚过程中聚合物交替注入技术

注聚过程中，既要改善不同油层注入状况，又要提高聚合物利用率。因此，进行不同浓度的交替注入，不但可以进一步探索提高聚驱采收率技术，还能有效降低聚合物干粉用量，达到“降本增效”的目的。

2011年4月，在B 区块开展了聚合物驱多段塞交替注入现场试验。高浓度段塞设计注入浓度2015 mg/L，注入压力由10.24 M Pa上升到11.06 M Pa，低浓度段塞注入浓度调整至944 mg/L，注入压力达到11.16 M Pa。在相同注入孔隙体积条件下，交替注入后，砂岩和有效吸液厚度比例分别达到74.6%和81.5%，比水驱阶段高17.1和19.5个百分点，比对比区高4.0和7.1个百分点，说明高浓度段塞对厚油层起到了调剖作用，低浓度段塞薄差油层的动用得到改善。试验区阶段见效井比例达到64.8%，比对比区高10.3个百分点，采收率多提高1.52个百分点，产液量降幅高19.7%，综合含水多下降3.57个百分点。截至2012年3月份，累计节约干粉223t，节约15.6%。

2.3 后续水驱控注控液技术

2.3.1 周期注采技术

区块转入后续水驱后，高产液、高含水井层增多，低效无效循环矛盾较为突出。国内外矿场实践表明，周期注采[3]是中高含水期改善油田开发效果的有效手段之一。该技术通过注入采出井周期性开井、关井，有目的地调整分流线与主流线关系，在大井距条件下改变液流方向，形成新的地下流场，在控制低效无效注入采出的同时进一步挖掘剩余油。具有投资小、见效快、简单易行的优点，可以在一定程度上减缓含水上升率，提高最终水驱采收率[4]。

2009年在后续水驱C 区块一个5注12采井组开展了现场试验，2010年在三个后续水驱区块大规模推广应用，共实施四个周期，累计关井1001 井次，其中注入井关井483井次，采出井关井518井次，注入井方案提量275井次。截止2010年12月底，累计控注353.73×104m3，控液418.82×104t，控注控液效果显著。

周期注采后含水上升速度减缓，控液部分含水97.4%。三个区块周期注采结束后，开井初期含水较高，为97.03%，正常生产后含水呈下降趋势。2011年4月份日产液33029t，日产油1043t，含水96.84%，与正常递减水平对比，日产液量低447t，日产油量高93t，含水低0.32个百分点。周期注采恢复后，月均含水上升速度为0.018%，与周期注采前对比减缓0.015%。

周期注采后吸水层段增加，剖面得到调整。统计周期注采前后10口注入井吸水剖面资料，周期注采后吸水层段增加13个，吸水砂岩、有效厚度分别增加17.7m和15.1 m，吸水厚度比例和吸水量比例分别提高9.89%和11.65%。其中Z1和Z2单元吸水有效厚度比例分别增加25%和31.16%，吸水量比例分别提高2.68和1.52个百分点。

2.3.2 采出井封堵技术

由于区块油层纵向隔层厚度小，高含水层段上、下隔层均大于1.5 m的采出井较少，目前的常规工艺不能实现薄隔层封堵。2011年选取了2口高产液、高含水、薄隔层采出井，采取长胶筒封堵工艺和压电开关封堵工艺进行试验，初期日降液94 t，日降油0.9t，含水下降0.32个百分点。

以X 井压电开关封堵为例（图2）。压电开关封堵技术主要是通过控制地面打压时间和两次打压间隔时间的不同，来控制封堵目的层的开和关，以达到调整生产层的目的。该技术具有易操作、堵层可控的技术优势。考虑到堵水后产量接替问题，先将X1层段关闭，其它层段正常生产，初期日降液44 t，日降油0.5 t，含水下降0.3个百分点。待观察一段时间后可将X1层段压电开关打开，将X2层段压电开关关闭，进行交替生产，通过压力场的变化启动剩余油，在控液的同时达到周期采油的目的。

图2 压电开关示意图

2.3.3 注入井停层不停井调整技术

2011年9月初，在C 区块对高含水井区进行注入井方案层间精细调整5口。全井日配注由840m3调整到680m3，减少160m3。其中限制层Z5停注，日配注减少380 m3，加强层由460 m3增加到680 m3，增加220m3，加强层注入强度由18.33m3/m提高到27.09m3/m，提高8.76m3/m。调整后注入压力下降0.7M Pa，日实注减少114 m3。井区3口中心采出井2011年12月份日产液526t，日产油15 t，含水97.16%，与调整前对比日降液23t，日增油3.2t，含水下降0.7个百分点。

2.4 优化方案，节约干粉用量

2010年以来通过优化方案调整及适时转后续，累计节约聚合物干粉21 439×104t。其中2013年，三次采油区块对四个区块进行了注入速度调整，对部分井区进行了注入浓度调整，对即将注聚区块科学确定注聚时间以及适时把握转后续时机，全年节约干粉7053t。

3 效益评价

2010年以来，该开发区三采区块实施各类节能技术1882井次，累计控注1260×104m3，控液1008×104t，节约聚合物干粉21 439×104t。在不考虑人工费的情况下，共节约成本投入42 133万元。

4 几点认识

1）摸清低效无效循环的根源，优化方案设计是注控液、稳油控水的重要保证。

2）在聚合物驱不同开发阶段采取相应的节能技术，可有效减少低效无效循环，节约成本投入，改善开发效果，具有较好的经济效益和推广应用价值。

3）对于厚油层内部高含水、高产液层段的封堵技术还有待于进一步研究。

[1]葛家理.油气层渗流力学[M].北京:石油工业出版社,1982:104-114.

[2]王鸣川,失维耀,王国峰,等．纳米聚合物微球在中渗高含水油田的模拟研究[J]．西南石油大学学报,2010,32(5):105-108.

[3]万新德,高淑明.特高含水期层状砂岩油田周期注采的实践与认识[J].中外能源,2006(5):42-44.

[4]赵春森,崔国强,付志．中高含水期周期注采方案优选数值模拟研究[J].特种油气藏,2009(1):61-63.