CN1995696A - 聚合物驱全过程阶段划分方法及综合调整方法 - Google Patents
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Abstract
聚合物驱全过程阶段划分方法及综合调整方法，属于油藏工程领域。为了使聚驱效果达到最优，本发明将聚合物驱全过程比较细致地划分为七个阶段，即：空白水驱阶段、注聚未见效阶段、逐步见效阶段、低含水稳定阶段、含水回升前期、含水回升后期和后续水驱阶段。同时结合聚合物驱开采过程中动态参数变化规律及有针对性的调整目标，对聚合物驱不同阶段的综合调整措施进行系统的分析、总结，对各项措施实施的时机及方式进行了优选，强调聚合物驱有针对性的个性化调整方法，形成了一套适合聚合物驱全过程的综合调整技术，为后续注聚区块提供了可供借鉴的高效技术思路。
Description
技术领域
本发明属于油藏工程领域，具体涉及油田聚合物驱油全过程阶段划分方法及针对聚合物驱全过程不同注聚阶段采取不同的调整措施及方法，以提高聚合物驱阶段采收率的综合性调整挖潜技术。
背景技术
自大庆油田第一个聚合物驱工业性推广区块--北二西东块葡I组主力油层95年投产以来，油田的注聚规模不断扩大，目前大庆油油田聚合物驱年产油已达一千万吨以上，平均提高采收率10～12个百分点，聚合物驱油已成为大庆油田稳产的重要手段之一。目前，一部分区块已完成了聚驱全过程开采，多年的注聚开发实践表明，聚合物驱的调整措施技术与水驱有所不同，聚驱更注重调整的阶段性及时效性，即不同的注聚阶段采取的调整技术不同，聚驱开发效果也不一样。聚驱阶段如何划分，如何根据不同的注聚阶段采取不同的调整措施，使聚驱效果达到最优，是聚驱调整的关键。
发明内容
本发明提供一种聚合物驱全过程阶段划分方法及综合调整方法，该方法对聚合物驱全过程开采特点进行了详细地总结，根据其开采过程中动态参数变化规律，提出了聚合物驱阶段划分意见，同时针对不同阶段的不同目的，详细地分析了聚驱各阶段综合调整措施的适应性及优化组合。
本发明的聚合物驱全过程阶段划分以聚合物驱过程中综合含水的变化为依据，采用聚合物溶液注入油层孔隙体积量界定各个阶段。将聚合物驱全过程划分为如下七个阶段：一、空白水驱阶段，即注入清水阶段；二、注聚未见效阶段，聚合物注入孔隙体积为0-0.04PV，注聚后综合含水未发生变化或有一个上升过程；三、逐步见效阶段，聚合物注入孔隙体积为0.05-0.14PV，综合含水开始下降阶段；四、低含水稳定阶段，聚合物注入孔隙体积为0.15-0.35PV，综合含水达到最低点稳定阶段；五、含水回升前期，聚合物注入孔隙体积为0.36-0.54PV，综合含水开始上升且上升速度较快；六、含水回升后期，聚合物注入孔隙体积为0.55-0.76PV，综合含水上升速度变缓；七、后续水驱阶段，停注聚后注水阶段，至综合含水98％。
其综合调整方法为：一、空白水驱阶段：采取注聚前深度调剖、高分子前置段塞或分层注水；二、注聚未见效阶段：采取分布射孔井补孔、合采井封堵或分层注聚调整；三、逐步见效阶段：分析受效特点，进行注采系统调整或注聚方案调整；四、低含水稳定阶段：采取油水井压裂、化学解堵或三换增产增注措施；五、含水回升前期：聚中调剖，优化井组调整方案；六、含水回升后期：降低注入速度，提高注聚粘度，合理增加聚合物用量，编制停注聚方案；七、后续水驱阶段：分期分批注聚，开展细分注水或周期注水后续水驱挖潜工作。
附图说明
图1是聚合物驱全过程阶段划分图。
具体实施方式
具体实施方式一：本实施方式将聚合物驱全过程划分为七个阶段，即：空白水驱阶段、注聚未见效阶段、逐步见效阶段、低含水稳定阶段、含水回升前期、含水回升后期和后续水驱阶段。
聚合物驱分阶段动态变化规律及主要调整技术(表1)：
一、注聚前空白水驱阶段。该阶段随着注水量的增加，区块的压力水平有所提高，产液量和综合含水逐步上升。这一阶段的工作重点在于调整好压力系统，压力上升的最大幅度应掌握在距油层破裂压力4～6MPa为宜，以便为注聚后压力上升留出一定的空间。
分步射孔是空白水驱阶段多采油、控含水的必要措施。先期射开的是厚油层上部三分之一左右的低水淹层，注聚后补开厚油层顶部的高水淹层，以达到空白水驱多产油、少产水的目的。深度调剖是空白水驱结束前对超强吸入能力的井层必须采取的重要措施。实践表明，注聚前深度调剖可有效地改善注入剖面，实现高效聚驱。
二、注聚未见效阶段。聚合物注入孔隙体积为0.4PV，即注聚后3-5个月。该阶段含水基本稳定或略有上升，油层阻力系数和残余阻力系数会逐步加大，注入压力和地层压力都逐步上升，产液指数小幅度下降。该阶段调整工作的重点在于促进采油井均匀见效，应着重注意在加强观察分析的基础上及时调整注入参数。在保证一定注入速度的前提下，适当控制注入强度，提高注入浓度，促进段塞的形成，扩大聚合物溶液的波及体积。另外，该阶段对分步射孔井实施补孔为最佳时机。
三、逐步见效阶段。聚合物溶液主要进入高、中渗透层，改善了油层吸水剖面及油水流度比，注入压力急剧上升，综合含水快速下降，产油量不断增加，一般需要5-10个月时间，聚合物注入孔隙体积约为0.05-0.14PV左右。该阶段综合调整的主要目的，一是对未见效或见效缓慢的油井措施引效；二是力求使见效井的见效程度达到最高。该阶段的主要调整措施为及时调整注采系统和提液放产。同时，合采井适当对水驱层位实施机械堵水，可较好地解决水驱油层的干扰。
四、低含水稳定阶段。当注入孔隙体积在0.14～0.35PV时，进入低含水稳定阶段。此阶段注入压力较为稳定或上升较缓，产液量下降，采液指数进一步下降，最多时下降到见效初期的50-60％。产油量达到峰值，含水达到最低点，产聚浓度开始上升。在该阶段应抓住时机，及时提液最大限度地延长持续时间，这是决定该能否取得区块最佳开发效益的关键。该阶段主要以注入井增注和采油井提液为主。由于注入压力会逐步升高并达到最高值，部分注入井会出现注入困难甚至间注的现象，因此要采取有效的解堵增注措施加以治理。在注入参数调整方面，要在保证注入强度的前提下尽可能提高注入浓度，并以高渗透高浓度、低渗透低浓度为原则。对渗透率差异大、干扰严重、产液量低、流压高、注聚后不见效的采油井，采取压裂、三换等提液措施可以有效地改善油井生产状况乃至于整体效果。
五、含水回升前期。当注入孔隙体积达到0.35PV以上时，该阶段平面、层间矛盾开始加剧，含水开始有明显回升，经过一定幅度的快速变化后上升速度又有明显变缓的过程，含水每回升1个百分点的聚合物用量为含水下降期的2～3倍。采液指数基本稳定，随着含水逐渐回升采油量随之降低，采聚浓度上升速度减缓或趋于稳定。该阶段的主要措施为注入井分层注聚、深度调剖及采油井分层配产等。
六、含水回升后期。当注入孔隙体积超过0.55PV左右时，平面、层间矛盾仍很突出，含水回升速度和产量递减幅度减缓，注入压力、吸水指数基本稳定，区块开始考虑以井组为单元组织停聚。该阶段的调整重点是加强聚驱后期的综合治理，控制含水上升速度，缓解层间矛盾，缩小井组间平面差异。萨北开发区针对含水回升后期注入压力下降、吸水能力增加、吸水剖面反转、井组差异较大的特点，分别采取中分转高分、高浓度调整、颗粒调剖、井网综合利用及适当增加聚合物用量、优化停注聚方式等调整挖潜措施，该阶段平均阶段采收率3.7个百分点。
七、后续水驱阶段。该阶段仍是聚驱开采全过程的一个重要阶段。注聚结束转注污水，含水继续回升，注入压力下降，注入水从高渗透层突破，采聚浓度急剧下降。该阶段调整的重点，一是加大细分注水调整力度。对有条件分注的井全部进行细分注水，控制高渗层的注水量，挖掘低渗层及聚合物不可及孔隙的剩余油潜力。二是合理优化注采结构，控制含水上升速度。对高含水井区实施控制注水，低压低含水井区适当提高注水量。同时加大低含水井提液放产力度，改善开发效果。三是通过周期注水方式，扩大注入水波及体积。
表1
| 阶段划分 | 阶段注入孔隙体积 | 开采特点 | 调整手段 |
| 空白水驱 | 注入清水阶段 | 注水压力上升，综合含水上升 | 注聚前深度调剖、高分子前置段塞、分层注水 |
| 注聚未见效阶段 | 注聚体积0-0.04PV左右 | 注入压力上升较快，综合含水继续上升，采油井尚未见效 | 分布射孔井补孔、合采井封堵、分层注聚调整 |
| 逐步见效阶段 | 注聚体积0.05-0.14PV左右 | 综合含水开始逐步下降，注入压力上升，油井产液指数下降，含水也迅速下降 | 注采系统调整、注聚方案调整 |
| 低含水稳定阶段 | 注聚体积0.15-0.35PV左右 | 注入压力上升变缓，产液指数继续下降，采聚浓度上升，含水达到最低点并保持稳定，产油时达到峰值 | 油水井压裂、化学解堵、三换等增产增注措施 |
| 含水回升前期 | 注聚体积0 36-0.54PV左右 | 注入压力保持稳定，综合含水上升速度较快，采聚浓度继续上升 | 聚中调剖、优化井组调整方案 |
| 含水回升后期 | 注聚体积0.55-0.76PV左右 | 含水继续回升但回升速度变缓，注入压力有所下降，采液指数稳中有升 | 降低注入速度、提高主聚粘度，合理增加聚合物用量，编制停注聚方案 |
| 后续水驱 | 后续注水阶段 | 注入压力下降，含水继续上升，采聚浓度急剧下降，产液指数回升 | 分期分批注聚，开展细分注水、周期注水等后续水驱挖潜工作 |
具体实施方式二：本实施方式将该项技术应用于大庆油田纯油区西部葡I组油层聚驱开发，各项措施均取得了较好的效果。
一、注聚前空白水驱阶段。
萨北开发区先期注聚的北二西、北三西四个区块，空白水驱阶段注入压力控制较好，都在7-8Mpa左右，注聚后注入压力上升到12Mpa左右，为聚合物的顺利注入创造了较好的空间。其中为北三西东块为控制注入压力空白水驱注入速度较低，只有0.067PV/a，注采比0.45，是导致该区块见效较晚的原因之一。而北三西西块注入速度控制在0.09PV/a，注采比0.84，注聚后压力上升幅度不是很大，且见效最早。所以空白水驱虽采取低强度注水，保持一定注入压力，但要保持注采比在0.8-0.9之间。
数值模拟研究结果表明聚合物驱前深度调剖可提高采收率2-4个百分点。生产实践也证明，深度调剖可有效扩大波及体积，使后续聚合物溶液发挥更大增油潜能，萨北开发区目前投注的8个区块，其中有6个区块50口井进行注聚前复合离子深度调剖，调剖后注入剖面得到合理调整，吸入厚度增加，有效改善了调剖区生产形势，提高了采收率，以北三西西块为例，相同聚合物用量时，较聚驱含水多降19.2个百点，单井日产油高19.0t，累积增油3.29×104t，提高调剖区采收率1.9％，提高区块采收率0.24％。
二、注聚未见效阶段。
北二西在注聚前对39口采油井采取了分布射孔措施，对比分步射孔井空白水驱阶段生产情况，平均单井日产油量比全部射孔井高5.8t，含水低10.9个百分点，水驱阶段多产油1429t，少产水1000m3。数值模拟结果表明：分步射孔井最佳补孔时机是注聚后半年到一年时间内。从萨北开发区北二西不同阶段补孔的分步射孔井来看，注聚前补孔井，含水下降36.1个百分点，单位有效厚度累积增油1867t；未见效时补孔井，含水下降41.7个百分点，单位有效厚度增油1849t；见效时补孔井，含水下降23.2个百分点，单位有效厚度增油911t。可见补孔时机不同聚驱效果不同，所以建议分步射孔井补孔时机最好选择在注聚初期未见效时进行补孔。
三、逐步见效阶段。
一是合采井非目的层封堵：几年来北二西对9口合采井采取了机械堵水措施，取得了显著的增油降水效果。对比不同时期合采井的堵水效果看出，合采井的堵水应选择未见效或见效初期效果比较明显，而含水回升期合采井的堵水效果较差(见表2)。
表2北二西聚驱合采井堵水效果统计表
| 区块 | 封堵时机 | 井数 | 封堵前 | 封堵后 | 差值 | ||||||||||||
| 液 | 油 | 含水 | 流压 | 液面 | 采聚浓度 | 液 | 油 | 含水 | 流压 | 液面 | 采聚浓度 | 液 | 油 | 含水 | |||
| 北二西西块 | 未见效 | 2 | 396 | 26 | 93.6 | 5.1 | 448 | 64 | 274 | 28 | 90.0 | 4.6 | 536 | 65 | -122 | 2 | -3.6 |
| 低值期 | 1 | 167 | 16 | 90.4 | 5.4 | 438 | 59 | 64 | 16 | 74.8 | 3.4 | 658 | 84 | -103 | 0 | -15.6 | |
| 含水回升 | 2 | 146 | 19 | 86.9 | 3.4 | 731 | 153 | 98 | 15 | 84.7 | 5.6 | 353 | 358 | -48 | -4 | -2.2 | |
| 北二西东块 | 含水回升 | 4 | 182 | 23 | 87.2 | 5.8 | 224 | 346 | 131 | 13 | 90.1 | 4.5 | 509 | 355 | -51 | -10 | 2.9 |
二是进行了断层区注采系统调整：几年来在深入研究断层区的地质特点、水淹状况、剩余油分布规律的基础上，分别进行了补钻、补孔、转注等措施，解决了断层之间的“有注无采”和“有采少注”问题，有效改善了断层区的开发效果。尤其是北2-3-更37、北2-3-更39井转注后，与之连通的北2-J4-433和北2-J4-P35井明显见效，产液量由90t/d上升到100t/d，含水由转注前的90.0％下降到88.0％，采出液浓度由257mg/l下降到240mg/l。
四、低含水稳定阶段。
一是进行注入参数跟踪调整：统计萨北开发区北二西在含水低值期，针对采油井采出液浓度上升快，部分井见效差的状况，共对141井次进行了注入井进行了注入方案调整，其中控制高渗层注入强度、浓度84井次，提高低渗层注入强度、浓度57井次，方案调整后使68口油井受效状况得到改善，其中30口井采出液浓度上升趋势得到控制，38口油井含水下降，产油量增加。二是油水井增产增注措施：几年来北二西先后对47口井采取了抽改电措施，措施后平均单井日增液51t，日增油8t，综合含水上升0.7个百分点，取得较好措施效果。据不同阶段换泵井分类统计结果看，在聚驱油井含水下降阶段、低值期阶段实施提液措施效果好，对周围油井见效影响不大。
五、含水回升前期。
一是进行注聚井分层调整：北二西东块该阶段实施11口井，分注后周围19口采油井综合含水较分注前下降0.8个百分点，而区块未措施井同期上升了0.7个百分点；北二东西块实施9口井，分注后周围20口油井注后半年月含水上升速度由分注前0.56％降到0.2％。分层注聚技术有效缓解层间矛盾，控制了含水上升速度，目前全厂注聚区块分注聚率达到41.7％。二是采油井分层配产：统计2003年分层配产9口井日产液下降15t，日产油增加2t，综合含水下降1.2个百分点。其中北二东西块s207井分层配后日产液下降199t，日产油增加13t，综合含水下降24.7个百分点。三是开展注聚中期调剖：北二西东块实施复合离子调剖6口井，调剖区块采油井15口，调剖3个月后开始见效，2002年2月含水月度下降0.3个百分点，并保持平稳4个月；北二东实施复合离子深度调剖13口，2004年11月底结束，目前产油量稳定，含水下降1.0个百分点，而非调剖区油井月含水回升1.06个百分点。
六、含水回升后期。
一是优化停注聚方式，适当延长井组聚合物用量，取得了较好的经济效益：萨北开发区聚驱针对北二西、北三西完成方案设计用量时综合含水较低的情况，采取了分期分批停注聚、适当延长聚合物用量、控制后续水驱注水强度的做法，取得了停注聚后产液量下降幅度小、含水上升速度慢的较好效果。北二西东、西块块、北三西西、东块分别增加聚合物用量189、134、102、74PV.mg/l，多注聚合物干粉5485、3154、2375、1071t，阶段累积产油51.97、28.52、42.52、11.15×104t，多生产原油14.94、8.14、35.52、2.15×104t，吨聚增产原油27.2、25.8、23.2、20.1t，阶段提高采收率0.95、0.66、2.60、0.29％。二是进行停注聚前颗粒调剖及高浓度注聚调整工作：北三西在停注聚前针对部分井组注聚剖面反转比较严重、含水回升快、注入压力较低的井组，分别进行了颗粒调剖14个井组、高浓度调整16个井组的调整工作。实施后，注入剖面得到了改善，调剖井区综合含水上升速度得到有效控制。调剖井区24口采油井月度综合含水上升速度由0.17％下降到0.08％，而非调剖井月度综合含水上升速度仍保持在0.12％左右。
七、后续水驱阶段。
一是通过加大注水井细分调整力度，改善了低渗透油层动用状况：萨北开发区对后续水驱区块不断加大细分注水调整力度，目前后续水驱井分注率已达到51.1％，比停注聚前增加32.2％。北三西西块停注聚后进行分注的11口井，周围21口采油井，月含水回升速度由调整前0.285个百分点下降到调整后的0.06个百分点，比区块全部已停注聚井慢0.026个百分点。二是通过周期注水方式，扩大注入水波及体积：萨北开发区后续水驱时区块综合含水超过95.0％的油井99口，占区块总井数的47.4％，产液量占区块产液量的60.5％，而产油量只占33.9％，这部分井通过常规的注水调整及油水井挖潜措施很难见到明显的效果。北三西西块对全面进入后续水驱的8队对16个井组进行了隔排轮换停注周期注水，半周期为20天，6口分层井在停注周期停控制层段，加强层按正常配注注水。实施后采油井日产液、油量保持稳定，综合含水月上升速度为0.19个百分点，较停注聚后未进行周期注水的井区慢0.066个百分点，流压由4.65MPa下降到3.91MPa，采出液浓度由269mg/L上升到312mg/L。
萨北开发区纯油区西部聚合物驱全过程综合调整经济效益：截至2005年12月，在本发明综合调整技术的指导下，萨北开发区纯油区西部聚合物驱四个区块均已完成注聚开采阶段，进入后续水驱生产，其中北二西东块阶段提高采收率16.11个百分点，较方案设计高4.07％，是大庆油田已结束注聚区块中提高采收率值最高、注聚效果最好的区块，实践证明聚合物驱阶段综合调整技术是聚驱提高采收率值的有利保证。纯油区西部聚合物驱四个区块实现累积增油661.59×104t，累注干粉66885t，累注清水6749.31×104m3。其中聚合物每吨市场价格为1.44万元，每立方米清水价格3.45元。原油价格按1179元/t，操作成本428.28元/t，可创经济效益：
661.59×104×(1179-428.28)-66885×1.44×104-6749.31×104×3.45
＝496324.8×104-96314.4×104-23285.12×104
＝37.67×108(元)。
表3是萨北开发区针对注聚不同阶段的开采特点，制定的相应调整目标，采取不同的调整手段一览表，供今后注聚区块借鉴。
表3聚合物驱分阶段调整方法一览表
| 阶段划分 | 开采特点 | 调整目标 | 调整手段 |
| 空白水驱 | 注水压力上升综合含水上升 | 降低地层矿化度为顺利注聚创造有利条件 | 注采比0.8-1.0，控制注入压力在7-9MPa，进行主聚前深度调剖或高分子前置段塞 |
| 注聚未见效阶段 | 注入压力上升较快，综合含水继续上升，采油井尚未见效 | 追求注入液的均匀推进，采油井均衡受效 | 分布射孔井补孔、合采井封堵 |
| 逐步见效阶段 | 综合含水开始逐步下降，注入压力上升，油井产液指数下降，含水也迅速下降 | 进一步引效，使注聚效果达到最佳 | 分析受效特点，进行局部注采关系调整 |
| 低含水稳定阶段 | 注入压力上升变缓，产液指数继续下降，采聚浓度上升，含水达到最低点并保持稳定，产油时达到峰值 | 增产、提液、多拿油最大限度延长含水低值期 | 压裂、三换等增产提液措施 |
| 含水回升前期 | 注入压力保持稳定，综合含水上升速度较快，采聚浓度继续上升 | 千方百计控制区块含水上升速度 | 分层注入、聚中调剖、优化井组调整方案 |
| 含水回升后期 | 含水继续回升但回升速度变缓，注入压力有所下降，采液指数稳中有升 | 继续控制含水上升同时，抓住注聚最后阶段优化井组用量 | 降低主入速度，提高注聚后期注入粘度，巩固注聚效果，合理增加聚合物用量，编制停注聚方案 |
| 后续水驱 | 注入压力下降，含水继续上升，采聚浓度急剧下降，产液指数回升 | 防止注入水无效循环，控制含水上升，挖掘剩余油潜力 | 分期分批注聚，开展细分注水、周期注水等后续水驱挖潜工作 |
Claims (2)
1、一种聚合物驱全过程阶段划分方法，其特征在于所述方法将聚合物驱全过程划分为如下七个阶段：
一、空白水驱阶段，即注聚前注入清水阶段；
二、注聚未见效阶段，聚合物注入孔隙体积为0-0.04PV；
三、逐步见效阶段，聚合物注入孔隙体积为0.05-0.14PV；
四、低含水稳定阶段，聚合物注入孔隙体积为0.15-0.35PV；
五、含水回升前期，聚合物注入孔隙体积为0.36-0.54PV；
六、含水回升后期，聚合物注入孔隙体积为0.55-0.76PV；
七、后续水驱阶段，即停注后注水阶段至含水98％。
2、一种针对权利要求1所述聚合物驱全过程阶段的综合调整方法，其特征在于所述调整方法为：
一、空白水驱阶段：采取注聚前深度调剖、高分子前置段塞或分层注水；
二、注聚未见效阶段：采取分布射孔井补孔、合采井封堵或分层注聚调整；
三、逐步见效阶段：分析受效特点，进行注采系统调整或注聚方案调整；
四、低含水稳定阶段：采取油水井压裂、化学解堵或三换增产增注措施；
五、含水回升前期：聚中调剖，优化井组调整方案；
六、含水回升后期：降低注入速度，提高注聚粘度，合理增加聚合物用量，编制停注聚方案；
七、后续水驱阶段：分期分批注聚，开展细分注水或周期注水后续水驱挖潜工作。
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Open date: 20070711 |