馬麗梅（大慶油田有限責任公司第二采油廠）

20世紀80年代以來，中國注水開發(fā)的主力砂巖油田相繼進入中高含水期開采階段。90年代聚合物驅(qū)油技術在大慶油田開始工業(yè)化推廣，目前已成為大慶油田持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)的重要支撐，聚驅(qū)過程中不同階段的節(jié)能降耗技術也日臻成熟配套。大慶油田某開發(fā)區(qū)應用不同節(jié)能技術，取得了較好的控注控液效果，降本增效成果顯著。

1 問題的提出

大慶油田某開發(fā)區(qū)開展聚合物驅(qū)以來，取得了較好的開發(fā)效果。但不同區(qū)塊受油層發(fā)育、構造條件以及聚合物本身特性影響，開采過程中增油倍數(shù)、含水降幅以及產(chǎn)液水平存在著較大的差異。主要表現(xiàn)在以下幾個方面：

1）部分井區(qū)在水驅(qū)空白階段，受原井網(wǎng)水驅(qū)開發(fā)影響，初含水較高，油層存在大孔道、注入剖面集中、高滲透層突進現(xiàn)象較為突出。

2）在注聚過程中，油層發(fā)育較好、剩余油富集、產(chǎn)液能力較強的井區(qū)易出現(xiàn)剖面反轉現(xiàn)象，薄差油層、低滲透油層受效程度受到影響[1]。

3）在后續(xù)水驅(qū)階段，由于水油流度比的再次改變，高產(chǎn)液高含水等低效循環(huán)井層增多，投入產(chǎn)出比高，目前五個后續(xù)水驅(qū)區(qū)塊采出井產(chǎn)液量大于150t的井有111口，占采出井總數(shù)的22.5%，含水大于98%以上的井有85口，比例達到17.2%，這部分井均是控液的主要對象。

2 不同開發(fā)階段節(jié)能技術應用效果

2.1 水驅(qū)空白階段深度調(diào)剖技術

由于油層非均質(zhì)的特性，單純依靠聚合物有限的調(diào)剖能力不足以有效調(diào)整油層的吸水剖面，部分井區(qū)在注聚過程中存在聚合物沿高滲透層突進、吸水狀況變差、聚驅(qū)效果差等現(xiàn)象。低濃度（CD G）深度調(diào)剖、復合離子調(diào)剖、預交聯(lián)體膨顆粒調(diào)剖、納微米微球深度調(diào)剖等技術對不同區(qū)塊、不同注聚階段、不同井區(qū)的整體開發(fā)效果起到了至關重要的作用。

以目前應用較廣的納微米微球深度調(diào)剖[2]為例，該技術能夠起到降低含水、改善剖面的作用。采油用調(diào)剖劑LH W 型納微米微球深度調(diào)剖劑在油相中為穩(wěn)定的水分散顆粒，微球平均直徑為幾百納米至幾個微米（圖1），基本形態(tài)為球形，具有良好的變形性和特殊的流動特性，可以進入油藏深部。微球在油藏的流動過程中，使油藏中的“水竄通道”發(fā)生“動態(tài)堵塞”，不斷產(chǎn)生液流改向，調(diào)整、擴大驅(qū)替劑的波及剖面，進一步提高原油采收率。2011年5—7月，在A 區(qū)塊一個6注13采井組開展納微米微球調(diào)剖，共注入調(diào)剖劑41 700m3，微球乳液用量190.16t。

調(diào)剖實施后井區(qū)開發(fā)效果得到改善：一是調(diào)剖后注入壓力穩(wěn)步上升，注入剖面得到改善。2012年2月份，6口井注入壓力12.24 M Pa，與調(diào)剖前對比上升1.18M Pa。統(tǒng)計6口注入井吸水剖面資料，調(diào)剖后砂巖和有效吸液厚度比例分別增加了24.4%和13.9% ，其中調(diào)剖目的層有效吸液厚度比例為90.6%，吸液比例51.0%，吸液強度11.5 m3/（d·m），與調(diào)剖前對比分別下降5.2%、30.4%和7.2m3/（d·m）；非調(diào)剖目的層有效吸液厚度比例為80.2%，吸液量比例49.0%，吸液強度9.4 m3/（d·m），與調(diào)剖前對比分別增加28.5%、30.4%和3.4 m3/（d·m）。二是調(diào)剖井區(qū)采出井含水降幅、增油倍數(shù)均高于未調(diào)剖井區(qū)。調(diào)剖井區(qū)13口采出井，2012年2月份日產(chǎn)液949t，日產(chǎn)油88.7t，含水90.65%，與調(diào)剖前對比，日降液124 t，日增油29.9t，含水下降3.87個百分點，含水降幅比未調(diào)剖井區(qū)多下降2.04個百分點。調(diào)剖井區(qū)目前增油倍數(shù)達到1.16，比未調(diào)剖井區(qū)高0.38倍。截至2012年3月份，該井組調(diào)剖后累計控液33450t，增油4050t。

圖1 顯微鏡下納微米微球膨脹圖片

2.2 注聚過程中聚合物交替注入技術

注聚過程中，既要改善不同油層注入狀況，又要提高聚合物利用率。因此，進行不同濃度的交替注入，不但可以進一步探索提高聚驅(qū)采收率技術，還能有效降低聚合物干粉用量，達到“降本增效”的目的。

2011年4月，在B 區(qū)塊開展了聚合物驅(qū)多段塞交替注入現(xiàn)場試驗。高濃度段塞設計注入濃度2015 mg/L，注入壓力由10.24 M Pa上升到11.06 M Pa，低濃度段塞注入濃度調(diào)整至944 mg/L，注入壓力達到11.16 M Pa。在相同注入孔隙體積條件下，交替注入后，砂巖和有效吸液厚度比例分別達到74.6%和81.5%，比水驅(qū)階段高17.1和19.5個百分點，比對比區(qū)高4.0和7.1個百分點，說明高濃度段塞對厚油層起到了調(diào)剖作用，低濃度段塞薄差油層的動用得到改善。試驗區(qū)階段見效井比例達到64.8%，比對比區(qū)高10.3個百分點，采收率多提高1.52個百分點，產(chǎn)液量降幅高19.7%，綜合含水多下降3.57個百分點。截至2012年3月份，累計節(jié)約干粉223t，節(jié)約15.6%。

2.3 后續(xù)水驅(qū)控注控液技術

2.3.1 周期注采技術

區(qū)塊轉入后續(xù)水驅(qū)后，高產(chǎn)液、高含水井層增多，低效無效循環(huán)矛盾較為突出。國內(nèi)外礦場實踐表明，周期注采[3]是中高含水期改善油田開發(fā)效果的有效手段之一。該技術通過注入采出井周期性開井、關井，有目的地調(diào)整分流線與主流線關系，在大井距條件下改變液流方向，形成新的地下流場，在控制低效無效注入采出的同時進一步挖掘剩余油。具有投資小、見效快、簡單易行的優(yōu)點，可以在一定程度上減緩含水上升率，提高最終水驅(qū)采收率[4]。

2009年在后續(xù)水驅(qū)C 區(qū)塊一個5注12采井組開展了現(xiàn)場試驗，2010年在三個后續(xù)水驅(qū)區(qū)塊大規(guī)模推廣應用，共實施四個周期，累計關井1001 井次，其中注入井關井483井次，采出井關井518井次，注入井方案提量275井次。截止2010年12月底，累計控注353.73×104m3，控液418.82×104t，控注控液效果顯著。

周期注采后含水上升速度減緩，控液部分含水97.4%。三個區(qū)塊周期注采結束后，開井初期含水較高，為97.03%，正常生產(chǎn)后含水呈下降趨勢。2011年4月份日產(chǎn)液33029t，日產(chǎn)油1043t，含水96.84%，與正常遞減水平對比，日產(chǎn)液量低447t，日產(chǎn)油量高93t，含水低0.32個百分點。周期注采恢復后，月均含水上升速度為0.018%，與周期注采前對比減緩0.015%。

周期注采后吸水層段增加，剖面得到調(diào)整。統(tǒng)計周期注采前后10口注入井吸水剖面資料，周期注采后吸水層段增加13個，吸水砂巖、有效厚度分別增加17.7m和15.1 m，吸水厚度比例和吸水量比例分別提高9.89%和11.65%。其中Z1和Z2單元吸水有效厚度比例分別增加25%和31.16%，吸水量比例分別提高2.68和1.52個百分點。

2.3.2 采出井封堵技術

由于區(qū)塊油層縱向隔層厚度小，高含水層段上、下隔層均大于1.5 m的采出井較少，目前的常規(guī)工藝不能實現(xiàn)薄隔層封堵。2011年選取了2口高產(chǎn)液、高含水、薄隔層采出井，采取長膠筒封堵工藝和壓電開關封堵工藝進行試驗，初期日降液94 t，日降油0.9t，含水下降0.32個百分點。

以X 井壓電開關封堵為例（圖2）。壓電開關封堵技術主要是通過控制地面打壓時間和兩次打壓間隔時間的不同，來控制封堵目的層的開和關，以達到調(diào)整生產(chǎn)層的目的。該技術具有易操作、堵層可控的技術優(yōu)勢。考慮到堵水后產(chǎn)量接替問題，先將X1層段關閉，其它層段正常生產(chǎn)，初期日降液44 t，日降油0.5 t，含水下降0.3個百分點。待觀察一段時間后可將X1層段壓電開關打開，將X2層段壓電開關關閉，進行交替生產(chǎn)，通過壓力場的變化啟動剩余油，在控液的同時達到周期采油的目的。

圖2 壓電開關示意圖

2.3.3 注入井停層不停井調(diào)整技術

2011年9月初，在C 區(qū)塊對高含水井區(qū)進行注入井方案層間精細調(diào)整5口。全井日配注由840m3調(diào)整到680m3，減少160m3。其中限制層Z5停注，日配注減少380 m3，加強層由460 m3增加到680 m3，增加220m3，加強層注入強度由18.33m3/m提高到27.09m3/m，提高8.76m3/m。調(diào)整后注入壓力下降0.7M Pa，日實注減少114 m3。井區(qū)3口中心采出井2011年12月份日產(chǎn)液526t，日產(chǎn)油15 t，含水97.16%，與調(diào)整前對比日降液23t，日增油3.2t，含水下降0.7個百分點。

2.4 優(yōu)化方案，節(jié)約干粉用量

2010年以來通過優(yōu)化方案調(diào)整及適時轉后續(xù)，累計節(jié)約聚合物干粉21 439×104t。其中2013年，三次采油區(qū)塊對四個區(qū)塊進行了注入速度調(diào)整，對部分井區(qū)進行了注入濃度調(diào)整，對即將注聚區(qū)塊科學確定注聚時間以及適時把握轉后續(xù)時機，全年節(jié)約干粉7053t。

3 效益評價

2010年以來，該開發(fā)區(qū)三采區(qū)塊實施各類節(jié)能技術1882井次，累計控注1260×104m3，控液1008×104t，節(jié)約聚合物干粉21 439×104t。在不考慮人工費的情況下，共節(jié)約成本投入42 133萬元。

4 幾點認識

1）摸清低效無效循環(huán)的根源，優(yōu)化方案設計是注控液、穩(wěn)油控水的重要保證。

2）在聚合物驅(qū)不同開發(fā)階段采取相應的節(jié)能技術，可有效減少低效無效循環(huán)，節(jié)約成本投入，改善開發(fā)效果，具有較好的經(jīng)濟效益和推廣應用價值。

3）對于厚油層內(nèi)部高含水、高產(chǎn)液層段的封堵技術還有待于進一步研究。

[1]葛家理.油氣層滲流力學[M].北京:石油工業(yè)出版社,1982:104-114.

[2]王鳴川,失維耀,王國峰,等．納米聚合物微球在中滲高含水油田的模擬研究[J]．西南石油大學學報,2010,32(5):105-108.

[3]萬新德,高淑明.特高含水期層狀砂巖油田周期注采的實踐與認識[J].中外能源,2006(5):42-44.

[4]趙春森,崔國強,付志．中高含水期周期注采方案優(yōu)選數(shù)值模擬研究[J].特種油氣藏,2009(1):61-63.