胜一区沙二1-3单元聚合物驱防窜效果分析
摘要聚合物驱虽然是目前非均质油藏提高采收率的有效三采方法，但油藏高渗透条带及大孔道的分布，却极易导致大范围的聚合物窜流，降低聚合物驱油效果。胜一区1-3单元投入聚合物开发后，由于试验区非均质严重，高渗透段分布面积大，为防止聚合物窜，注聚前期实施了较大规模的堵水调剖和协调平面产液平衡的注采调整，以及注聚初期添加交联剂等防窜措施，取得了较好效果。本文主要对1-3单元聚合物驱防窜的做法分析评价，探索一条适合于胜坨油田三次采油的开发思路。
主题词聚合物窜流堵水调剖交联剂
一、概述
在油田注水开发过程中，水驱采收率的高低是由宏观波及效率和微观驱油效率决定的；造成水驱采收率低主要是由于油层的非均质性和较高的水油流速比。而目前应用广泛的三次采油方法——聚合物驱，主要是通过降低水油流速比后调整注入剖面，尤其是对于非均质严重的油藏，克服了注入水“指进”，增加了吸水厚度，提高了宏观波及效率，从而提高原油采收率。室内研究表明，适合聚合物驱的非均质油藏变异系数在0.5～0.8之间。
二、胜一区1-3单元注聚试验区防窜措施
（一）油藏地质特征
胜一区沙二1—3砂层组共划分为3个砂层组17个含油小层68个油砂体，其中大片连通的主力油层为5个（11、12、22+3、24、34+5），其储量占单元储量的80.6%。储层11层为浊流相沉积，11以下为河流相沉积，渗透率一般为4.8—9.1μm2，平均为6.9μm2；油层孔隙度一般为26—34%，平均为29%。储层在沉积过程中，由于高速带与低速带、中心相（河床相）与侧缘相（河漫相）之间相互沉积，因此导致不同的油层和油层的不同部位，其岩性和物性都存在较大的差异：平面上，渗透率的差异可达10—60倍，渗透率变异系数高达0.75左右；纵向上，渗透率的差异可达30倍以上，渗透率变异系数高达0.72以上。岩性为正韵律沉积，油层底部高渗透段异常发育。据岩心资料分析，高渗透段厚度不大，其中特高渗透段厚度占6%，高渗透段厚度占14%，中低渗透段厚度占80%。虽然层内高渗透段的厚度所占比例较小，但分布面积较大，根据电性资料解释，层内底部为主的高渗透段，其分布面积达65%左右。大面积分布的高速中心（河床）相带决定了单元在注水开发中普遍呈现大孔道水窜的现象。
沙二1-3砂层组典型油层纵向不同渗透段厚度分析表
油
层
号 有效
厚度
(m) 不同渗透率段厚度占百分数（%） 岩性
〉10
μm2 5-10
μm2 2-5
μm2 〈2
μm2
11 4.9 6.12 16.32 33.67 43.89 底部为含砾砂岩
上部为粉细砂岩
0.3m 0.8m 1.65m 2.15m
35 5.8 3.62 13.13 37.31 45.95 底部为砾状砂岩，
上部为含砾砂岩、粗砂岩
0.2m 0.79m 2.15m 2.66m
胜一区沙二1-3单元注聚先导试验区位于1-3单元的东南部，构造简单，地层平缓，含油面积5.39km2，平均有效厚度10.77m，地质储量1089x104t，采出程度23.8%。试验区初期投入注聚井共28口，母液配制浓度5000mg/l，井口浓度按2000mg/l注入。
（二）聚合物驱防窜措施
为防止注聚后聚合物沿大孔道的窜流，主要采取以下措施：
1、 注聚前后试验区实施整体堵水调剖措施，封堵大孔道。
开始注聚前期，试验区共对13口注入井实施了小剂量堵水调剖，其中注采调整阶段实施8口井，注清水预处理阶段实施4口井，投注聚合物后实施1口井。调剖重点是吸水能力强的11等主力层段，尤其是原吸水量较多、分层注污水时动停或装水嘴控制的层段，在改光管前实施了调剖；共有9口井堵调11层，4口井全井堵调。堵水前后平均注入压力由6.9上升至8.2MPa，日注水量由225下降至180m3/d，对应油井日产液由2944t下降至2839t，日产油由104t上升至106t，含水由96.9%下降至96.8%。
2、 注聚初期实施添加交联剂方案。
交联聚合物驱是聚合物驱油技术的互补与延伸，交联聚合物使聚合物在地层深处产生缓慢交联，形成弱凝胶体系，使阻力（残余阻力）系数成倍或几十倍增长，提高聚合物对高渗层的堵调作用，使后续注入水转向进入未水洗部位从而扩大波及体积。98年4月与采油院合作研究了试验区聚合物驱添加交联剂方案，对交联体系在多孔介质交联性能进行评价。室内将模拟岩芯用地层水饱和并测水相渗透率，注聚合物溶液（交联聚合物溶液）至注入压力稳定（约1.5PV），放入75℃恒温箱，48小时后注水测突破压力及残余阻力系数，待压力稳定，实验结束，实验结果见下表。
交联聚合物 聚合物
序号 1 2 3 4
岩芯参数 Φ17*L340 Φ17*L340 Φ17*L340 Φ17*L340
岩芯K值， 8.5μm2 8.2μm2 9.3μm2 7.5μm2
地层砂直径 0.150.2mm 0.15-0.2mm 0.15-0.2mm 0.15-0.2mm
注入液配方
（mg/l） 1800PAM+400XL-1
+250助剂 1500PAM
+400XL-1
+250助剂 1800PAM 1500PAM
注入稳定压力 0.39MPa 0.31MPa 0.34MPa 0.27MPa
后续水突破压力 0.4MPa 0.28MPa 0.21MPa 0.17MPa
残余阻力系数 144 137 30.2 35.0
从上表可以看出：加入交联剂后岩芯突破压力、残余阻力系数明显增加，从而可以有效抑制聚合物溶液在高渗层段的窜流。
自98年5月先后在10口注聚井上进行加交联剂，加交联剂井采取2000mg/lPAM+500mg/lXL-2+120mg/l助剂注入方式，当注入压力＞8MPa左右时停止加入交联剂，截止8月底，10口加交联剂井已累加交联剂24.494t，加助剂13.257t，其中已停止加入交联剂井8口，平均注入压力由5.5MPa↑8.2MPa；目前连续加交联剂井2口，平均注入压力由4.4MPa↑4.8MPa。
10口加交联剂井注入状况如下表：
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井号 配注
m3/d 添加前 添加
日期 添加末 停止
添加
日期 目前 累加
剂量
t
油压
MPa 实注
m3/d 油压
MPa 实注
m3/d 油压
MPa 实注
m3/d
1515 140 5.8 143 5.27 8.0 121 6.24 9.4 117 1.812
13n13 160 4.8 186 5.28 6.9 114 6.24 关 1.599
1314 120 7.5 103 5.28 8.0 93 6.1 10.7 88 0.105
14171 180 6.0 95 5.28 7.9 108 7.1 9.0 154 1.357
14132 200 7.1 218 5.28 8.4 131 8.6 8.2 171 3.672
13152 100 5.1 99 6.3 8.5 83 8.27 8.3 87 1.652
14172 120 0.3 180 6.5 8.0 120 9.2 7.5 111 6.320
14n13 120 6.9 108 8.11 9.6 119 8.19 8.4 96 0.390
13n10 120 6.7 142 5.28 7.6 149 4.101
1211 180 2.1 224 7.2 2.0 153 3.081
3、对平面上产液状况进行调整，产液量＞200t/d电泵井改抽控制液量，部分低产液量井下大泵提高液量。
实施电泵井改抽7口，下大泵3口，调整以后试验区油井单井液量由127t/d↓97t/d，最高液量控制在200t/d以下。使聚合物溶液在平面渗流速度保持一致。
三、效果评价
矿场上观察控制聚合物窜流效果主要通过以下三方面：
1、油井产出液分析
通过对注聚受效油井产出液化验分析，监控聚合物浓度。目前试验区没有发现高浓度见聚井，生产正常
2、注入压力提高
注聚合物后，由于增加了注入水的粘度以及聚合物在油层中的
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滞留作用，使水油流速比降低，油层渗透率下降，流体的渗流阻力增加，因而在与水驱相同的注入速度下，注入压力将会上升。注聚合物初期聚合物用量较小时，由于注入井周围油层渗透率下降较快，而导致注入压力上升，当聚合物用量达到一定后，近井地带油层对聚合物的吸附捕及达到平衡后，渗流阻力趋于稳定，注入压力亦趋于稳定或上升缓慢。
试验区投入注聚近半年来，根据注聚井指示曲线计算，表明地层启动压力提高1.0MPa，注入压力由注聚前的6.5MPa↑目前9.3MPa，提高2.8MPa，每米吸水指数由7.1m3/d.MPa.m↓4.9m3/d.MPa.m。（见下表）
注入井不同时期注入压力统计表
压力
等级
MPa 注清水 注聚初期 目前
井数
口 配注
m3/d P平均
MPa 实注
m3/d P平均
MPa 实注
m3/d P平均
MPa 实注
m3/d
P＜5 10 1480 3.2 1714 5.3 1445 8.9 1302
5≤P＜7 8 1220 5.8 1419 6.3 1276 8.6 1138
7≤P＜8 5 800 7.6 942 8.7 814 9.6 724
8≤P＜10 4 620 8.2 656 8.5 663 8.9 604
P≥10 5 680 13.5 743 14.5 313 15.5 475
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注入井注入压力现状分类表
P≤5 7≤P＜8 8≤P＜10 10≤P＜11 P≥11
注注聚井 井数（口） 1 6 9 9 3
平均压力（MPa） 2 7.3 9 10.4 12.5
配注（m3） 160 880 1420 1280 440
实注（m3） 153 860 1223 1158 400
注注清水井 井数（口） 1 3
平均压力（MPa） 5 15.4
配注（m3） 160 440
实注（m3） 184 265
1-3单元投入注聚后，注入压力提高虽是普遍现象，但受沉积相带、调整措施等因素影响，32口井注入压力变化也有所不同。
●位于沉积相带中心相的注聚井注入压力上升幅度小于位于沉积相侧缘相的注聚井注入压力上升幅度。
统计结果表明，位于中心相的14口注聚井平均注入压力上升2.5MPa，位于侧缘相的11口注聚井平均注入压力上升4.0MPa（见下表）
沉积
相带 井数
(口) 配注
(m3/d) 注聚前 注聚后
油压
(MPa） 实注（m3/d） 油压
（MPa） 实注
（m3/d）
中心相 14 1800 6.3 2083 8.8 1595
侧缘相 11 1640 6.7 1961 10.7 1392
● 注聚前期实施调剖、并在注聚过程注交联剂治理，注聚压力上升幅度较大，上升4.1MPa；
单独采取堵水或注交联剂，注聚压力上升2～3MPa；
—8—
未实施调剖及注交联剂治理井，其注聚前注水压力比较高，注聚后压力上升幅度也较大
分
类 井
数 配
注 注聚前 注聚后
P注 Q日 K视 P注 Q日 K视
A 8 1180 7.9 1132 17.9 9.7 944 12.2
B 4 540 5.2 549 26.4 8.1 503 15.5
A+B 4 600 4.4 431 24.5 8.5 543 16.0
C 12 1860 7.5 1658 18.4 10.0 1736 14.5
注：A—进行调剖井，B—注交联剂井，C—未调剖和注交联剂井，
A+B—调剖、注交联剂一起实施井
另外对比注聚开始就添加交联剂的两口注聚井，实施堵水调剖的井，注入压力明显上升，未调剖井注入压力则基本未变化。
井号 注清水压力
MPa 注聚+交联剂压力
MPa 堵水后压力
MPa 目前压力
MPa
14172 1.0 0.3 3.0 7.5
1211 2.5 2.0 未堵水 2.1
3、吸水剖面扩大，高渗层段吸水强度得到控制
4、试验区同工同层地下生产形势分析
对比98年4月与8月，油井开井由58口↓56口，日液由6316t↓5379t，日油由261t↓239t，含水由96.0%↓95.6%，动液面由552m↑531m，月注采比由0.59↑0.83。阶段对比46口同工同层井产能，对比日油上升17.9t，含水下降0.3%，动液面稳定，地下生产形势
—9—
明显变好。
类
型 井
数
(口) 98年4月 98年8月
日液
(t) 日油
(t) 含水
(%) 动液面
(m) 日液
(t) 日油
(t) 含水
(%) 动液面
(m)
稳升 41 4375 173.6 96 557 4459 196.8 95.6 552
下降 5 265 22.5 91.5 474 270 17.2 93.6 497
合计 46 4640 196.1 95.8 548 4729 214 95.5 546
稳升井中，有含水明显下降井4口，具体分析认为是与注聚后调整注入剖面、扩大波及体积有关。
井号 生产
层位 工作
制度 见效前生产情况 见效
日期 见效后生产情况
日产液
(t/d) 日产油
(t/d) 含水
(%) 动液面
(m) 日产液
(t/d) 日产油
(t/d) 含水
(%) 动液面
(m)
14170 11-3 56
2.4x5 37.2 0.6 98.4 526 6.13 37.5 2.1 94.4 514
12135 24 95
7.3x3 131.7 5.3 96 690 7.31 148 12 91.8 644
12136 23-4 56
3x6 33.6 1.8 94.7 618 7.18 23.7 2 91.7 579
14152 11-23 56
3x7 64.1 1.9 97 472 8.5 63.6 5.1 92 528
由上述分析可以看出，胜一区注聚以后动态形势出现好转，油井含水上升速度得到一定控制，说明注聚后已有效改善单元的开发效果。
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