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摘要：古城油田泌125区经过20余年的水驱开发后转为聚合物驱，后受原油性质、非均质性及层间干扰影响，油井受效差异大，制约着聚合物驱开发效果的提高。针对区块聚合物驱过程中存在的问题，通过研究聚合物驱后注入和采出特征的变化，优化研究了聚合物驱过程控制技术，采取差异化浓度注入、采出参数优化、分注分采及聚窜抑制等方法进行精细调整，取得了阶段改善效果。

关键词：泌125区;聚合物驱;过程控制;改善开发效果

一、开发基本概况

泌125断块地层原油粘度较高，油水粘度比大，油层非均质较为严重，根据常规开采现状分析，注水开发水驱指进现象明显，层间干扰大，层内矛盾调整困难，生产井含水上升快，水驱波及效果差，驱油效率低，区块综合含水高达92.5%，采出程度仅18.1%。自2013年1月以后，水驱曲线上翘，递减速度加快，注水开发效果变差，水驱动用储量减小，水驱效率降低。由于聚合物能提高驱替液粘度，改善流度比，减小层间矛盾，扩大波及体积，因此通过聚合物驱进一步提高油藏的采收率。

1、注入情况

2015年8月选取了四口井进行试注聚，根据试注聚效果分析认为：（1）超高分Ⅱ聚合物工业化产品检验合格;（2）注入浓度（井口浓度平均2465 mg/L、2236 mg/L）、粘度均达到设计要求;（3）注入量达到配注设计;（4）注聚初期注入压力平稳上升（1-3MPa），后期注入压力稳定;油套分注后注入压力呈上升的趋势，目前注入压力趋于稳定。

根据试注聚情况，2017年4月对区块转入全面注聚开发。

2、实施效果

截止2017年12月底，聚驱对应油井41口，其中15口井见到增油降水效果，日产油量从40t上升到72t，上升了45.5t，综合含水从93%下降到87%。与水驱预测值相比，累计增油0.9×10⁴t，吨聚合物换油13.8t，阶段提高采收率0.64%。

二、聚驱开发中存在的主要问题

（一）平面非均质性严重

由于受沉积相影响，泌125区Ⅴ2-5层系在平面上物性变化大，平面非均质严重。根据测井综合解释资料统计，Ⅴ油组渗透率平均为1.606μm²，平面渗透率级差为20倍，主力油层Ⅴ32.3层为高渗层，其高渗区主要集中在构造中西部区域，渗透率平均高达6.0μm²。由于平面窜流严重，造成水驱波及体积减小，油层有效动用程度降低，降低了储量的有效动用程度。导致各方向油井产状差异较大，优势注水方向油井表现为高液量高含水;非注水优势方向则注水不受效，油井表现为能量不足，间开生产。

（二）层间矛盾突出，油层动用差异大

由于受沉积相影响，泌125区油层在纵向上物性变化大，层间非均质严重，V油组纵向上各小层渗透率差异较大，平均级差达到4.0。

泌125区V油组目前正常注聚井共22口，虽通过近年的细分、重组等调整措施，不吸水层数下降，吸水好层数上升，吸水状况有所改善，但层间矛盾依然比较突出。

（三）油井生产层位多，层间干扰严重

泌125区Ⅴ2-5油组油井40口，其中30口油井生产层位均在5层以上，占总井数的75%。因井内各层物性差异较大，产液能力不同，层间干扰严重，造成产液剖面不均匀，部分低能油层不能有效动用，影响聚合物驱开发效果。

三、聚合物驱开采特征

（一）注聚井注入特征

由于注入聚合物浓度和粘度较大，随着累计注入量的增加，以及聚合物在油层中的滞留等原因，使得油层中的渗流阻力增大，注入压力随之上升。泌125聚合物驱共有注聚井22口注聚井注入压力目前平均为7.9MPa，与注聚初期相比，上升了2.9MPa，压力呈缓慢上升趋势。根据霍尔曲线斜率求得各阻力系数，转注聚后的阻力系数均大于1，说明转注聚后，聚合物在地层中的滞留量阻碍了注入水沿高渗透段的流动，具有较好的开发效果。

1、注聚后各层吸水差异得到一定改善

对比各注聚井注聚前后的吸水剖面各层吸水强度，可以看出原来吸水较高的层Ⅴ32.3层的吸水强度均有所降低，而原来吸水较差的层Ⅴ51层吸水强度有所加强，层间吸水差异得到一定的改善。

2、部分注聚井层间层内矛盾仍较为突出

泌125区转注聚后，部分注聚井通过分注等措施，层间差异得到一定的改善，但部分注聚井的层间吸水差异仍较大，层间层内矛盾突出。

（二）采油井采出特征

1、含水下降

通过对V油组油井按不同含水级别进行分类，可以看出注聚后初期含水率高于90%的井有所减少，低含水的井井数有所增加。

2.供液能量下降

泌125全面注聚以来，产液能力、供液能力均呈下降趋势，日产液下降91.1吨，动液面下降112米。

（三）区块整体见效特征

1、平面上见效特征

泌125聚驱27口见效井，通过对见效井分布进行统计，发现断层屋檐下剩余油富集区油井先见效;主体区注采对应关系好的油井早期见效、增油降水幅度较大;边水区油井相对主体区、断层屋檐下油井见效迟缓。断层屋檐下9口井中见效4口，见效率44%;主体区24口井见效10口，见效率42%，边水驱8口井尚未见效。

2、纵向上见效特征

通过泌125聚驱见效井见效层进行统计发现主要见效层位为Ⅴ22.332.342层，其余各小层见效较差，日产液呈现持续下降趋势，产聚浓度上升幅度较大，日产油上升幅度较小。见效井主要见效层位为Ⅴ2232.3，Ⅴ4251小层见效情况较差。

3、产量变化情况

区块见效情况主要有以下特征：

一是油井见效率低。从见效特征来看，受井网井距及构造条件制约，截至2017年底，泌125聚驱目前41口油井，注聚后见效油井仅15口，见效率36.5%，见聚未见效油井5口，占总井数比例12%，未见效，未见聚井21口，占总井数比例51.2%。

二是见效油井大部分呈现先见聚后见效的特征。从见效油井的见聚与见效的关系来看，大部分油井是先见到注聚效果，后见到较高浓度的聚合物，总体出呈现先见效后见聚的特征。从见效特征来看，受井网井距及构造条件制约：井距近的油井见效快，历史窜流或优势方向明显的油井见效较快。

三是部分见效井易形成聚窜。泌125聚驱见效油井的另一个特征是由于油层非均质性及井网井距影响，见效油井一般为单方向受效，见效后易迅速形成聚窜。通过统计得出泌125聚驱见效油井平均稳产时间为5个月，最短的仅为3个月。

四、聚合物过程控制技术

（一）注浓度差异调整技术

根据粘浓关系曲线，考虑到地面管网和炮眼等机械剪切及地层中化学、生物和热氧降解作用等造成的粘度损失，为保持最佳流度比，针对油藏优势方向明显、平面见效差异大等问题，采取了局部井择机上调、下调聚合物浓度，差异化调整和注入方法。结合油藏特点和单井注入压力，对22口注聚井，进行了浓度优化，在确保注入粘度的前提下，分2种浓度注入，其中注入浓度2200mg/l的有10口，注入浓度2500mg/l的有12口。

（二）合理配液配注技术

在注聚初期确定油井配液时，应根据注聚井的注入速度、注采比优化结果，再对采油井进行合理配液。即以相同采液强度、再根据采油井实际控制储量进行加权，同时要针对油藏沉积相分布特征、水驱时的主要注水突进方向和采液能力，对注聚方案设计的配产量做适当调整。因为实际油藏非均质程度高，不同地区物性差异很大，故采液强度不可能达到相同的水平。因此，注聚方案总的配液原则是控制水驱老水道的产液量，强化分流线方向的产液量，并保证低产区的能量供给。

在保持1.0—1.2注采比前提下，以聚驱前油井的产液量为基准，处于不同区域的油井在聚驱不同阶段中合理配液政策如下（表1）：

（三）分注、分采技术

1、水井分注

分注是控制聚合物溶液沿着高渗透层“突进”的重要手段。目前泌125区聚驱主要采用的油套分注的工艺来实现的。通过对泌125聚驱自注聚以来分注注聚井进行统计，得出分层注入原则：一是不吸水厚度达到射孔层总厚度的30%以上;二是连通的采出井含水、采聚浓度快速上升。

注入井实施分层注入可提高区块整体开发效果，根据泌125聚驱的生产情况来看，该区在2015年8月份开始实施注聚，由于区块渗透性较好，注入层位多，吸水剖面较注聚前差异较大，

因此，区块分注时机稍早，2016年4月份先后对4口注聚井实施油套分注，分注后取得了较好的效果。而泌125区在全面注聚时，大部分井直接采取油套分注的方式，保证吸水剖面的均匀，最大程度的动用各主力层与非主力层。

2、油井分采

泌125区储层非均质性严重，主力层与非主力层分层产状差异大，层间干扰严重，对于水驱驱开发，影响水驱效果的发挥和波及体积的扩大，通过分采技术的应用，能够有效地解决层间干扰问题，促进了多层同步见效，提高了阶段采收率，扩大水驱效果。

选井条件：渗透率级差大于2.5的层不宜合采，因此分采选井原则一是渗透率级大于2.5;分采的主要目的是抑制油井层间干扰，发挥油井各层的产能，原则二是充分认识到各层的产能。

结合生产测井和动态生产资料，对目标井进行分层配液，实施分采。

（四）抑制聚窜调整技术

1、整体聚窜抑制技术

泌125驱在水驱开发阶段，由于油藏平面上和纵向上的非均质性，导致注采井组内部的不平衡，油井含水速度上升快，窜流严重，降低了水驱油效率;水井吸水剖面不均匀，注入水沿高渗透层或高渗带突进，低渗带井或低渗透层见不到注水效果。

泌125区Ⅴ油组为中高渗油藏，储层大孔道发育，注聚过程中局部区域聚窜严重，针对不同的聚窜类型，主要采取动态调配、限液、注聚井细分重组、封堵聚窜层、关停等方法。

一是对于出现能量上升、产出液浓度上升的油井，首先分析其优势方向的来源，并对注聚井实施动态调配，进一步验证其优势方向及层位，确定聚窜方向后可依据平面平衡的原理实施动态调配，适当下调优势方向的注聚量，同时上调弱势方向上的注聚量。

二是对窜流不严重井区，采取配注配液优化减缓聚窜。

三是对单井点窜流严重井，封堵高含水层。

目前泌125区全面注聚时间较短，聚窜主要出现在各别井点，对单井点窜流，采取堵水及优化配液配注减缓窜流。

在注聚过程中，必须根据油井窜流程度、剩余油分布状况、平面注采关联程度等，采取配套技术措施治理合物窜流，根据窜流严重程度，可灵活选用以上单一技术抑制聚窜，如深度调剖、分注、分采、动态调配等，也可以综合运用上述两种或多种手段。

2、堵水技术

油井堵水对于聚合物驱油井而言实施堵水对高渗透层窜流层进行封堵，可以提高注聚的波及系数，从而提高原油采收率。当高渗带在层内呈条带分布、只对单井点影响很大时，应考虑对采油井的特高渗层实施堵水。

根据一采四注五点法井网的三层纵向非均质典型模型，研究油藏工程堵水效果得出：10倍以下渗透率级差模型对高渗强淹层的最佳堵水时机为注聚见效结束以后，10倍以上级差最佳堵水时机为注聚结束～受效结束期间。由于聚驱阶段，高含水层（fw<98%）同样发挥增油降水的作用，故见效高峰期不应考虑封堵高含水层。

但当特高含水层（fw≥98%）渗透率级差大到严重影响井的增油效果时，则应根据形成条件考虑注入初期封堵。

参考文献

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