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高浓度聚合物体系稳定性及驱油效果评价张玉丰;吴晓东;马文衡【摘要】高浓度聚合物驱油技术是一种新型的大幅度提高原油采收率的方法,但是高浓度聚合物体系的黏度稳定性及体系的驱油效果是目前矿场需要了解的问题.在室内试验的基础上,进行了高浓度聚合物体系黏度稳定性评价,并对体系的浓度和相对分子质量对驱油效果的影响进行研究.试验表明:时间对体系黏度有一定影响,而且随着体系浓度的增加,时间对体系黏度的影响逐渐减小;在剪切速率和剪切时间分别一定的条件下,体系的降解率随着相对分子质量的增加而降低,随体系浓度的增加而增加,但是高浓度体系的保留黏度大;聚合物浓度越高、相对分子质量越高,驱油效果越好.【期刊名称】《石油钻采工艺》【年(卷),期】2007(029)002【总页数】5页(P69-72,75)【关键词】高浓度聚合物体系;黏弹性;驱油效果;稳定性【作者】张玉丰;吴晓东;马文衡【作者单位】中国石油大学石油工程教育部重点实验室,北京,102249;中国石油大学石油工程教育部重点实验室,北京,102249;华北油田公司采油工艺研究院,河北任丘,062552【正文语种】中文【中图分类】TE357.46大庆油田综合含水接近甚至超过90%，目前维持大庆油田稳产的主要手段是三次采油技术[1,2]，尤其是聚合物驱油技术应用最为广泛[3]。
王德民等[4]根据岩心试验结果，认为具有黏弹性的聚合物溶液可以提高驱油效率，残余油饱和度降低的原因是黏弹性流体的“拉、拽”作用，由此提出具有高黏弹性的高浓度聚合物驱油技术[5]。
最近研究认为[6]，高浓度可以使聚合物驱采收率在水驱的基础上提高20%OOIP(三元复合驱水平)以上，并且克服了碱对地层污染的缺陷。
本文通过室内试验对高浓度聚合物体系的稳定性和驱油效果进行了评价，并且对喇嘛甸油田应用聚合物体系的浓度和相对分子质量进行了优选。
1 性能评价1.1 黏度稳定性1.1.1 试验原料和试验步骤(1)主要试验原料：高分子聚合物，相对分子质量2589.3万，固相含量90.53%，水解度20.2%。
喇嘛甸油田北东块后续水驱综合挖潜试验研究喇嘛甸油田北东块地区葡I1-2油层在经历聚合物驱以后，已累计增油342.5×104t，目前全区都已进入后续水驱阶段，区块采出井综合含水平均在96%以上，属特高含水期。
从喇8-检P182井密闭取心资料看，葡Ⅰ1-2油层内部非均质性严重，纵向上呈多段水淹特点，由于层内及层间存在严重的渗透率差异，在长期注水开发和聚驱开发后形成了高渗透条带,导致注采井间低效或无效水循环，开采难度增大，现有的挖潜技术已无法满足后续水驱稳油控水的需要。
针对这种情况，为了适应油田“高水平、高效益、可持续发展”的开发方针，在常规措施的基础上，我们提出采用一系列的综合治理挖潜措施（高渗透带定性定量描述、层内封堵、全井封堵射孔炮眼后二次射孔、深度封堵及调剖、油井表活剂吞吐与堵水结合等配套工艺技术），以降低全区的综合含水，增加油层的动用程度，提高区块最终采收率。
这一项目的成功开展，对喇嘛甸油田聚驱后的剩余油挖潜及提高油田采收率具有重要意义，同时对整个大庆油田的后期开发也会起到的一定的指导作用。
1、试验区基本概况北东块综合挖潜试验区位于北东块的北部，北起喇8-18井与喇11-18井连线，南至喇8-20井与喇11-201井连线，区块含油面积2.16km2。
地质储量445.9×104t，可采储量381.69×104t，孔隙体积844.6×104m3，平均砂岩厚度16.3m，有效厚度14.9m，有效渗透率475×10-3μm2。
采用212m五点法面积井网，共有采油井34口（中心井12口）（其中单采井21口，合采井13口），注入井24口，水转油井关井3口，平衡井2口。
该区块于1974年投入开发，1981年对葡I1-2砂岩组油层进行层系调整， 1995年开展了葡I1-2砂岩组油层聚合物驱井网调整，1996年7月14日开始注聚，2000年4月部分注入井转入后续水驱，2000年8月全部转入后续水驱。
喇南中块东部水驱厚油层精细解剖研究摘要：喇嘛甸油田进入特高含水开发阶段后，剩余油主要分布在厚油层内各韵律段上部。
因此，厚油层依旧是精细挖潜的重点。
本文针对南中块东部水驱精细挖潜推广区块，开展了厚层精细解剖研究。
在沉积单元划分的基础上，根据厚层内部结构界面的发育状况，按照“成因控制、韵律追踪”的原则，进行结构界面的划分对比，进一步认识了厚油层内部结构砂体的分布特征。
主题词南中块东部水驱厚油层精细解剖中图分类号：p618.13研究区简况喇嘛甸油田南中块东部位于油田东南部，区块面积7.6km2。
区域内发育大小断层18条，主要分布于区域的西侧和东南方向，均为正断层。
1973年投入开发，共布7套井网，其中葡ⅰ1-2油层1998年开始聚驱，2003年进入后续水驱，其余油层均为水驱油层。
区块储集层以细砂岩，细粉砂岩，泥质粉砂岩为主。
属于中部含油层系，纵向上发育萨葡高油层。
厚层精细解剖方法研究2.1层内结构界面特征研究根据野外露头剖面及岩芯照片资料观察分析，砂体内部结构界面的成因分布模式主要为三种，即层状式、波状式及单斜式。
通过近年来对岩芯资料的研究表明，砂体内部界面岩性主要表现为三种类型，即泥质、钙质和物性较差的岩性界面。
依据岩电对应关系、岩心物理模拟及水洗特征，制定出砂体内部结构界面的识别标准，搞清了不同类型界面的渗流遮挡作用。
2.2 单井细分及统层方法研究2.2.1 单井层次细分以研究区岩心井资料为指导，依据岩电对应关系，在垂向上，采用层次界面分析的基本原理，对研究区所有井进行单井层次细分。
利用微电极电测曲线，以河道砂体旋回为基础，按照由高到低的旋回级序对目的层进行沉积旋回的逐步划分，再按照河道砂体内部的夹层、韵律间曲线明显回返、渗透率级差、水淹界面以及岩性明显差别等特征，进行结构界面的追踪。
2.2.2 统层原则及方法（1）统层原则一是结构单元划分必须满足可分井数在60%以上的比例；二是为满足工艺条件，进行结构单元划分的油层厚度必须在2.0m 以上；三是对于内部夹层以层状、波状分布的单砂体，追溯结构界面后，可以进行对比统层；而对于曲流点坝内部界面倾斜分布的单砂体，不能进行结构界面细分统层，只能依据单砂体内部韵律在井组范围内的对应关系，绘制井组砂体结构剖面图。
改善喇嘛甸油田北西块聚合物驱油效果的几点做法
刘连福;陈冠萍;王家震;王丽敏;季柏松
【期刊名称】《大庆石油地质与开发》
【年(卷),期】2005(024)004
【摘要】通过借鉴以往注聚区块的经验,结合喇嘛甸油田北西块的地质特征和注入过程中的动态变化,采取了井网优化、注入超高相对分子质量聚合物溶液、注聚前整体调剖等整体方案的优化以及注聚过程中采用注入井调分结合、采油井压堵并重等配套调整措施,使该区块取得了显著的开发效果,提高了聚驱整体经济效益.
【总页数】3页(P78-80)
【作者】刘连福;陈冠萍;王家震;王丽敏;季柏松
【作者单位】大庆油田有限责任公司,第六采油厂,黑龙江,大庆,163114;大庆油田有限责任公司,第六采油厂,黑龙江,大庆,163114;大庆油田有限责任公司,第六采油厂,黑龙江,大庆,163114;大庆油田有限责任公司,第六采油厂,黑龙江,大庆,163114;大庆油田有限责任公司,第六采油厂,黑龙江,大庆,163114
【正文语种】中文
【中图分类】TE357.46
【相关文献】
1.北西块聚合物井综合开采效果分析 [J], 薛颖
2.喇嘛甸油田北北块萨Ⅲ4-10油层高浓度聚合物驱数值模拟研究 [J], 张平;王磊;唐放;高明;郭守国
3.北西块聚合物驱热洗周期和热洗方法研究 [J], 张树海;廉丽英;王春芳
4.喇北西块聚合物驱区域总图设计 [J], 徐秀凤;张雪琴;殷志民;于佩瑞
5.喇嘛甸油田北北块二区聚合物驱跟踪数值模拟方法研究 [J], 吴朝辉
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喇嘛甸油田某区块聚驱效果分析
【摘要】本文以区块a的聚驱注采井为分析对象，在储层精细描述的基础上，结合动静资料，分析该区存在问题、总结有效治理措施、评价聚驱开发效果，为今后喇嘛甸油田聚合物驱技术的推广应用提供了依据。
【关键词】聚驱剩余油压裂分层
1 某区块a存在问题分析
某区块a剩余油相对富集，见效特征表现为见效时间早、含水下降幅度大，但在采用高浓度聚合物开采的过程中，平面、层间矛盾较为突出，主要存在以下几方面问题：1.1 油层非均质性严重，渗透率级差大
本区块油层平面与纵向非均质性严重，平面上主要以河道砂发育为主，相变复杂，河道砂、心滩、河间席状砂、表外储层及尖灭均有发育；纵向上，河道砂、主体席状砂、表外、尖灭交错分布。
统计该区块注采井渗透率资料，平均渗透率为0.37μm2。
各沉积单元间渗透率差异较大，渗透率级差为2.8，存在单层突进问题。
1.2 部分注入井油层发育差，连通差，导致注入困难
通过分析资料得知，本区块有15口注入井，平均日配注24m3，日实注13m3，注入压力14.5mpa，仅比破裂压力低0.38mpa，这15口井平均有效厚度为5.5m，有效渗透率0.4μm2，低于全区37.5个百分点，一类连通厚度2.7m，一类连通率为48.4%，低于全区13.4个百分点。
因此，由于油层发育差，连通差，导致注入困难。
1.3 油层发育好、与周围油井连通好，但注入困难
本区块部分注入井油层发育好、与周围油井连通好，但在聚合物注入的过程中，由于过滤系统精度有限，聚合物溶液中未溶解好的鱼眼及杂质会随聚合物溶液一起注入井内，从而造成近井及炮眼周围油层的孔隙堵塞，引起注入困难，注入压力迅速上升。
1.4 注入高浓度聚合物后，产液指数下降幅度大
由于高分子聚合物在油层孔隙介质中的渗流阻力增加，因此，随着注入时间的延长，产液指数逐渐下降。
2 治理措施及效果分析
虽然注入高浓度聚合物后，注入井的吸水状况得到一定改善，由于油层层间渗透率级差的存在，导致部分注入井的吸水状况仍然存在较大差异。
为改善层间吸水状况，共对8口注入井进行分层注水，分层后吸水剖面提高了注入效率，改善了注入液沿高渗透层部突进现象。
例如：某井b是一口笼统注入井，注聚3个月后，吸水剖面显示，萨iii4-71-4层段相对吸水量为93.62%，萨iii8～iii9+10层段相对吸水量仅为6.38%，存在单层突进现象；从横向图可以看出：该井各层段内各级水淹交错分布，且具有3.0m的稳定隔层。
于2009年5月将该井分为萨iii4-71-4和萨iii8～iii9+10两个层段注水。
分注后，低渗透层段萨iii8～iii9+10相对吸水量增加39.75个百分点，高渗透层段萨iii4-71-4相对吸水量下降39.75个百分点，有效地控制了注入液沿高渗透层突进现象。
2.2 针对油层发育差、吸水差的注入井，采取压裂措施
由于油层本身发育较差或与周围采油井连通较差，导致部分注入井压力上升速度过快，部分沉积单元吸水差，为改善这部分油层的吸水状况，提高低渗透部分的吸水能力，共对15口注入井采取压裂改造措施，压裂后，平均单井日配注24m3，日实注23m3，注入压力11.43mpa，下降了3.1mpa，吸水剖面得到改善，低渗透部位的相对吸水量提高20.8个百分点，高渗透部位的相对吸水量降低30.1个百分点。
例如：某井c是一口笼统注入井，本井在注入高浓度聚合物4个月后，出现注入困难情况，注入压力升至13.4mpa，比全区平均压力值高4.0mpa，配注25m3/d，实注16m3/ d，出现吸水差完不成配注情况。
该井萨4+5（萨iii4-71-2）沉积单元主要发育为席状砂和表外，相对吸水量为56.78%，该井与周围井多为二类连通，并且该层段为中水淹。
萨iii4-8沉积单元主要发育为河道砂体，该沉积单元相对吸水量仅为41.05%，与周围采油井多为二类连通，且该层段低水淹厚度为0.4m，中水淹厚度为2.3m。
2009年9月对该井的萨iii4+5（4-71-2）和萨iii4-8两个沉积单元分别采取普压和多裂缝的压裂方式进行压裂改造。
压裂后，日配注25m3，日实注26m3，能够完成配注要求，注入压力下降3.5mpa，吸水剖面相对均匀，低吸水层段相对吸水量增加26.26个百分点，高吸水层段相对吸水量降低29.35个百分点。
2.3 针对油层发育好、连通好的注入井，采取酸化解堵措施
本井区部分注入井油层发育好、与周围油井连通好，但在聚合物注入的过程中，出现近井地带堵塞，引起注入困难，注入压力迅速上升，为改善这部分油层的注入状况，共对12口注入井采取酸化解堵措施，措施后，平均单井日配注38m3/d，日实注39m3/ d，注入压力下降了2.4mpa。
例如：某井d是一口笼统注入井，以河道砂沉积为主，一类连通率为83.2%，高于全区21.4个百分点。
注聚6个月后，日配注55m3/d，日实注25m3/d，注入压力迅速上升到13.9mpa，比全区高3.84mpa。
为改善油层的注入状况，2010年3月采取酸化，酸化后，日注入量增加了30m3/d，压力下降了2.0mpa。
（4）针对产液指数下降幅度大，选择中低渗透部分压裂
针对该井区产液指下降幅度较大的8口采油井采取压裂措施，改善低渗透部位的渗流条件，加大见效程度，增加有效产液，压裂后初期平均单井日增液26t，日增油5t，含水下降2.7个百分点，液面上升616m。
3 认识与结论
（1）油层发育、剩余油分布、井网控制程度及连通状况是决定见效幅度的重要因素。
（2）对层间差异大且具有稳定隔层的注入井采取分层措施，可提高非均质油层注入效率；
（3）对连通差、发育差、吸水差的沉积单元，实施注入井压裂，可提高低渗透部位的吸水能力；
（4）见效后，针对油井产液指数下降快的实际，适时选择中低渗透部位压裂，可提高油层动用程度。
