后续水驱周期注采控注控液技术研究-应用昆虫学报.DOCVIP

聚合物驱节能技术应用 马丽梅 第二采油厂 摘要 随着油田开发进入特高含水期，三次采油已成为油田持续稳产的重要技术手段。相对于水驱，聚合物驱油技术的驱油机理及开采对象主要为中、高渗透率油层，存在低效循环孔道，因而在开发过程中具有明显的阶段性，易出现剖面反转、高产液高含水等特点。针对不同区块不同油层发育特征，在某开发区聚合物驱不同开发阶段采取了有针对性的节能技术措施，有效控制了低效无效循环注水和高含水产液比例的继续增长，控注控液效果显著。 关键词 特高含水期 三次采油 深度调剖 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。 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（CDG）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［1］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LHW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41700m3，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12.24MPa，与调剖前对比上升1.18MPa。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11.5m3/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 m 3/d.m，与调剖前对比分别增加28.5%、30.4%和3.4m3/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124t，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。截止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2015mg/L，注入压力由10.24MPa上升到11.06MPa，低浓度段塞注入浓度调整至944mg/L，注入压力达到11.16MPa。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