| 标题 | 分层周期注聚技术及效果 |
| 范文 | 鲍 宇 摘要：给出了周期注聚驱油机理，提出了北二东西块适合周期注聚井区和油井特点。实践表明，周期注聚技术，可重新调整压力场，扩大注入液的波及体积，提高了油层动用程度，控制含水上升速度，为其他区块进行周期注聚提供了依据。 关键词：周期注 聚含水 回升 综合含水 北二区东部西块聚合物驱于1999年11月投产，2001年5月注聚，2005年6月，聚合物用量为528PV·mg/L，处于含水回升阶段。部分井组存在注聚后压力上升缓慢，含水下降幅度小、低值期短、采聚浓度高的现象，聚驱开发效果较差，影响了区块整体聚驱开发效果。因此，针对北二东西块含水回升期层间矛盾突出，聚合物利用率低的特点，在北二东西块地区选取了油层厚度大、存在剩余油，且层间矛盾突出、注采关系完善、注入压力较低的井组，来进行层间交替周期注聚试验，探索周期注聚与分层调整、分质注入相结合提高聚驱开发效果可行性。 1.周期注聚驱油机理 常规注聚条件下，高低渗透层之间的压力相对稳定，而在周期注聚停注时，由于渗透率差异，高渗透层段压力下降快，低渗透层段压力下降慢，导致了同一时刻内高渗透层段压力较低，低渗透层压力较高，从而产生层段间不稳定势差，形成附加压力差，油水均从低渗透层段窜向高渗透层段。 2.试验区井组选择及特征 2.1选择原则及结果 考虑到北二东西块的具体开发阶段，以油层非均质性、注入井注入能力、井组含水回升值及平面差异、采聚浓度、井网完善程度等进行综合考虑，确定了以下几项原则： （1）油层层间矛盾突出，分注入层段间夹层厚度大于1.0m，稳定性连续1-2个井组范围； （2）注入井注入压力较低，注入强度高于全区平均水平； （3）周围油井含水、采聚浓度高，油层存聚率低； （4）层间聚合物用量差异大于30%以上。 根据上述原则，选取了北二东西块206队4注8采井组进行分层周期注聚调整，4口注入井即北1-丁1-P53、北2-丁6-P54、北2-6-P53、北2-6-P54。 2.2试验区油藏描述 试验区开采葡一组油层6个沉积单元，其中PI1-4砂岩组以泛滥平原项曲流河道砂体沉积为主，主要发育PI2沉积单元；PI5-7沉积单元以分流平原先驱流河道砂体沉积为主，主要发育PI5+6沉积单元。井组范围内夹层分布稳定，夹层厚度在3.0m左右，垂向上两个大厚夹层能满足将PI1-7分成2-3段开采。 2.3试验区井组特征 （1）油层发育较好。4口周期注聚井，平均射开砂岩厚度16.6m，有效厚度12.2m，有效渗透率775×10-3μm2，地层系数9.384μm2·m，有效厚度高于区块注入井平均有效厚度。平均有效渗透率较区块高111×10-3μm2，且低于500×10-3μm2的低渗透层的厚度只有25.8%，而大于1000×10-3μm2的高、中渗透层的厚度4.9m，占总有效厚度的39.8%。 （2）吸入能力强，注入压力水平低。北二东西块聚驱有46口注入井，平均注入强度为12.5 m3/d·m，视吸入指数为10.16m3/d·MPa，目前注入压力12.3MPa，较破裂压力低1.7MPa；而4口调剖注入井的平均注入强度13.0m3/d·m，视吸入指数为14.0m3/d·MPa，较全区平均水平高3.84 m3/d·MPa；平均注入压力为11.3MPa，比全区低1.0MPa。 （3）吸入剖面不均匀。经过4年注聚，区块已进入含水回升期，部分注入井的吸入状况逐渐变差，从2口井的连续吸入剖面的统计数据表明，注聚低值期PI1-4吸水厚度比例为90.7%，PI5-7吸水厚度比例为55.7%，而目前PI1-4吸水厚度比例为22%，下降了68.7个百分点，PI5-7吸水厚度比例为78.6%，上升了22.9个百分点。PI1-4吸入状况变差，吸入剖面严重不均匀。 （4）周期注聚井区采油井含水回升幅度大，采聚浓度高。区块含水降到最低值为85.4 %，较注聚前下降值为8.41个百分点，周期注聚井区8口采油井含水最低值与注聚前相比下降12.1个百分点，较区块多降3.69个百分点。周期注聚前日产液1212t，日产油100t，综合含水91.8%，与最低值时相比，含水回升8.8个百分点，较区块多回升4.72个百分点；8口井的采聚浓度比整个区块高96mg/l。 （5）油层存聚率低。试验区油层存聚率试验前为84.56%，而全区相同阶段存聚率为87.23%与全区相比低了2.67个百分点。 3.试验现场实施情况及效果 3.1 分层周期注聚的做法 注入工艺采用环形降压槽分注管柱，通过调换配注芯，实现分层段交替停注聚，层段周期注聚半周期初步定为15天，前三个周期对注入强度进行优化，试验前注入强度为13.5m3/d.m，试验后PI1-4层段注入强度下降到12.8 m3/d.m，PI5-7 配注强度提高到14.3m3/d.m；第四个周期开始对注入浓度进行调整，调前浓度为913 mg/L，注入粘度43.9mPa.s，调后PI1-4 层段注入浓度调到1834mg/L，注入粘度上调到86.7mPa.s，上调了2倍；PI5-7层段注入浓度调到1421mg/L，注入粘度上调到64.2mPa.s，上调了1.5倍；第五个周期对分层停注周期进行调整，来调整层间聚合物用量，PI1-4 层段停注周期由15天上调到20天；PI5-7层段停注周期由15天下调到10天。 3.2效果分析 （1）通过优化注入参数，试验后注入压力相对稳定。通过优化注入强度-注入浓度-停注周期等，试验后注入压力稳定，没有因周期注聚压力大幅度下降的情况。 （2）注入剖面得到调整，剖面不均匀现象得到较好改善。试验区注入速度由0.18PV/a降到0.09PV/a，并实现了不同层段分质注入。 （3）分层注聚初期效果较好，恢复正常注聚后效果稳定。从日产油对比曲线上可以看出周期注聚初期与试验前相比日产油增加11t，以后产油逐渐下降，恢复正常注聚后，日产油由下降状态趋于到稳定状态；而非试验区的日产油水平一直呈下降趋势。 （4）周期注聚后含水上升速度得到了控制，其中恢复正常注聚阶段效果好于非试验区。周期注聚后，试验区初期含水下降了0.3%，这种水平保持了3个月，3个月后含水开始上升到注聚前的水平，含水上升速度得到了控制，在恢复正常注聚后，试验区含水上升了1.1%，而非试验区含水却上升了1.9%。 （5）周期注聚前平均矿化度3477.5mg/L，周期注聚后增加到3937.8mg/L,恢复正常注聚后增加到4326.5mg/L。说明周期注聚后，周围采出井注入水波及体积扩大，滞留区原油的采出程度加大，矿化度不断增加。 （6）周期注聚使地层压力高的矛盾得到了缓解。周期注聚前试验区平均地层压力13.00MPa，高于全区1.06MPa，总压差2.41MPa，高于全区1.13MPa，试验区地层压力高于全区。周期注聚后，试验区平均地层压力下降到12.60MPa，下降了0.4MPa，试验区与全区的压力差异由1.06MPa缩小到0.86MPa，周期注聚使地层压力高的矛盾得到了缓解。 4.结束语 聚合物调剖作用在中后期逐渐变差，剖面出现反转，主要受油层条件的层间差异和注入聚合物参数与油层匹配性变差的影响。目前工艺只能满足不同油层同质分强度注入，实现了不同类型油层在分强度注入和分浓度注入，很大程度上调整了分层聚合物用量，提高聚合物利用率。在注聚后期，区块进入到高含水期，对油层发育好、注采完善程度高，层间差异大的井区实施周期注聚效果好。分层井周期注聚调整技术更加精细化，低渗透油层动用状况得到改善，油井含水上升速度得到有效控制。周期注聚使地层压力高的情况得到了缓解。注采关系较完善，层间差异大的采出井含水下降幅度大，更适合周期注聚。 参考文献： [1] 翟云芳.渗流力学[J].北京：石油工业出版社，1999. |
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