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[摘 要]一类油层在常规聚驱后渗透率级差增大，高水淹比例增加幅度大，易出现单层突进，增加了剖面控制难度，为探索聚驱后提高采收率方法，在北东块开展小井距高浓度试验，试验优选了注入方案并结合综合措施调整，在纵向上控制了小层突破，使剖面动用更加均衡，针对不同时期渗透率、厚度分析得出油层动用比例在84%以上，实现了聚驱后含水再次下降了5.7个百分点，阶段提高采收率6.2个百分点的好效果。
[关键词]一类油层 聚驱后 高浓度聚合物驱 动用状况
中图分类号：TE331 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）06-0127-01
試验区位于喇嘛甸油田北东块，2011年9月投聚，试验层位葡I1-2油层，面积0.67km2，地质储量139.8×104t，采用106m五点法面积井网。总井数61口，注入井25口，采油井36口，中心井16口。方案设计注入2500万分子量聚合物，注聚浓度3500mg/L，注入速度0.20PV/a，注入体积0.5PV。试验区于1996年开始常规聚驱，2000年进入水驱，2011年至目前为高浓度聚驱阶段。
1.试验区基本情况
一是油层厚度大，非均质性严重。试验区发育砂岩厚度14.3m，有效厚度13.4m，有效厚度大于2m的油层比例占60%以上，平均渗透率0.712μm2，渗透率分布在0.03～2.38μm2之间，渗透率变异系数0.73，渗透率大于1.5μm2的油层厚度比例为8.8%，这部分油层易形成优势渗流通道。
二是油层渗透率级差增大。试验区聚驱前后资料表明：单元间渗透率级差由聚驱前的2.24提高到聚驱后的5.30，油层渗透率级差增大。
三是聚驱后高水淹比例增加幅度大。试验区水淹主要以中、高水淹为主，聚驱后高水淹厚度64.6%，增加了41.0个百分点。低未水淹比例7.0%，降低39.3个百分点。
综上所述，常规聚驱后油层易形成优势渗流通道，根据小井距试验优势渗流通道界限标准（渗透率大于900×10-3μm2且含水饱和度大于60.0% ），试验聚驱后油层优势渗流通道厚度140.8m，占总有效厚度比例的20.1%。并且常规聚驱吸附和捕集的作用弱，油层存在不可及孔隙体积、低渗透部位存在剩余油。因此试验投产前对注入参数进行了优化，为控制单层突进，增加薄差油层动用程度，选用分子量2500万，3500mg/L高浓度聚合物进行驱替，设计段塞0.5PV，注入速度0.2PV/a。试验后期在注入0.47PV后，为挖潜薄差层位剩余油，节约投入成本，开始梯度降浓。
2.剖面控制方法
2.1 注入参数进一步优化
一是2500万分子量和油层匹配性更高
实验结果表明，在聚合物浓度一定的情况下分子量越高提高采收率幅度越大。2500万分子量的聚合物分子回旋半径0.259μm，适应孔隙半径中值R50上限1.295μm。試验区PI1-2油层渗透率主要集中在0.2～0.8μm2之间，因此试验区油层适合2500万分子量的聚合物。结合喇北西块4-4#注入站高浓度聚合物驱油现场试验，葡I1-2油层注入2500万分子量聚合物后各层吸水正常，油层动用程度高，因此试验区分子量选用2500万。
二是高浓度聚合物驱扩大波及体积能力强
由于常规聚驱后油层渗透率级差增大，非均质严重，高水淹比例增加，需要调驱作用更强的驱替体系，数值模拟表明，随聚合物浓度提高，流度控制能力上升，扩大波及体积能力增强，段塞前缘含油饱和度升高，因此试验区投产后注入3500mg/L浓度聚合物，试验过程中高浓度聚合物体系可有效注入，有92.0%的注入井均达到过最大允许注入压力，实现了较好的流度控制。
2.2 综合措施调整
一是注聚前实施避射和调剖，控制无效注采循环
试验初期，地层经历近10年后续水驱冲刷，优势渗流通道厚度比例大，试验含水饱和度高，水油流度比大，流度控制难度大。为降低低效、无效注采循环，提高低渗层动用程度开展注入井深度调剖4井次，优势渗流通道避射15井次。
二是对低渗透油层压裂，提高薄差油层吸水状况
试验区注入高浓度聚合物体系后，为改善注入能力，对7口井油层发育较差的注入井进行了压裂，吸水厚度比例由压裂前的60.7提高到80.7%，油层动用状况得到改善。
注入井11-PS2734井发育砂岩厚度15.2m，有效厚度13.9m，渗透率0.777μm2。吸水剖面显示该井PⅠ1～PⅠ123上层动用程度低，小层平均渗透率0.227μm2，有效厚度占全井的64.7%，吸水比例为16.47 %，压裂后吸水层段增加1个，吸水比例增加了17.26个百分点。
三是对渗透率极差大井分层，提高层低渗层动用程度
针对油层动用程度低，层间吸水差异大的井，结合剖面测试资料，实施注入井分层5井次。措施后，层间吸水差异得到明显改善，高吸水层得到控制，动用比例得到提高，相关采油井见到效果。注入井吸水厚度比例增加22.8%，采出井含水平均下降0.7个百分点，10-AS2722井吸水厚度比例54%，措施后吸水厚度比例达100%，井组内油井10-AS2721含水下降3.2个百分点。
四是注聚后期梯度降浓油层仍保持较高动用比例
试验区在注入0.47PV后开始梯度降浓，在0.52PV以后动用程度开始下降，目前仍保持在80%以上，说明高浓度段塞在油层中延缓了油层动用比例下降。
3.油层动用特点
试验区空白水驱阶段油层动用比例为73.5%，高浓度聚驱阶段油层动用程度保持较高水平。注入0.15PV后各阶段剖面动用较均衡，动用比例保持在85%左右，试验后期梯度降浓后动用比例仍能达到82.2%。
3.1 不同单元油层动用比例升幅大
统计连续资料井，注聚后各沉积单元油层动用比例都有不同程度的上升，其中葡Ⅰ1单元、葡Ⅰ22单元注聚后油层动用比例升幅较大。
3.2 有效厚度大于2m油层动用比例高
从有效厚度分级上看，有效厚度以大于2m油层为主，所占厚度比例92.1%，这部分井注高浓度后油层动用比例大幅提高，最高可达到100%
3.3 不同渗透率油层动用趋于均衡
试验注聚后，不同渗透率油层动用比例均有不同程度增加，动用趋于均衡，渗透率小于0.4μm2和大于0.7μm2的油层动用比例分别增加19.9、23.5个百分点。
3.4 油层动用比例与常规聚驱相近
常规聚驱采用分子量1200万，浓度1000mg/L聚合物注入，注入孔隙体积0.67PV，注聚后油层动用比例91.3%；注高浓度驱后油层动用比例仍较高，可达到89.7%，各单元动用比例与常规聚驱相近。有效厚度小于2m的薄差层动用比例76.8%，与常规聚驱相比增加了15.4个百分点。
经过综合措施调整后，采出井低渗层动用比例增加。采出井11-PS2721井注聚后期原上部PⅠ1、PⅠ21不吸水小层吸水量增加。
4.结论
一是一类油层注高浓度聚合物后在初、中期有效厚度动用比例可保持84%以上；
二是注高浓度聚后期梯度降浓油层仍可保持较高动用程度，含水未见明显回升；
三是通过分层、压裂等措施可均衡注采剖面，提高油层动用程度；
四是一类油层注高浓度可取得较好效果，含水最高下降5.7个百分点。
参考文献
[1] 曹瑞波，侯维虹，张俊霞，王冬梅.聚合物驱剖面返转规律及驱油实验研究，内蒙古石油化工，2007，6：79-81
[2] 叶庆全，王建新等.油气田开发地质[M].北京：石油工业出版社，1999，108-115.
作者简介
田龙（1989.08），男，第六采油厂试验大队。
[关键词]一类油层 聚驱后 高浓度聚合物驱 动用状况
中图分类号：TE331 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）06-0127-01
試验区位于喇嘛甸油田北东块，2011年9月投聚，试验层位葡I1-2油层，面积0.67km2，地质储量139.8×104t，采用106m五点法面积井网。总井数61口，注入井25口，采油井36口，中心井16口。方案设计注入2500万分子量聚合物，注聚浓度3500mg/L，注入速度0.20PV/a，注入体积0.5PV。试验区于1996年开始常规聚驱，2000年进入水驱，2011年至目前为高浓度聚驱阶段。
1.试验区基本情况
一是油层厚度大，非均质性严重。试验区发育砂岩厚度14.3m，有效厚度13.4m，有效厚度大于2m的油层比例占60%以上，平均渗透率0.712μm2，渗透率分布在0.03～2.38μm2之间，渗透率变异系数0.73，渗透率大于1.5μm2的油层厚度比例为8.8%，这部分油层易形成优势渗流通道。
二是油层渗透率级差增大。试验区聚驱前后资料表明：单元间渗透率级差由聚驱前的2.24提高到聚驱后的5.30，油层渗透率级差增大。
三是聚驱后高水淹比例增加幅度大。试验区水淹主要以中、高水淹为主，聚驱后高水淹厚度64.6%，增加了41.0个百分点。低未水淹比例7.0%，降低39.3个百分点。
综上所述，常规聚驱后油层易形成优势渗流通道，根据小井距试验优势渗流通道界限标准（渗透率大于900×10-3μm2且含水饱和度大于60.0% ），试验聚驱后油层优势渗流通道厚度140.8m，占总有效厚度比例的20.1%。并且常规聚驱吸附和捕集的作用弱，油层存在不可及孔隙体积、低渗透部位存在剩余油。因此试验投产前对注入参数进行了优化，为控制单层突进，增加薄差油层动用程度，选用分子量2500万，3500mg/L高浓度聚合物进行驱替，设计段塞0.5PV，注入速度0.2PV/a。试验后期在注入0.47PV后，为挖潜薄差层位剩余油，节约投入成本，开始梯度降浓。
2.剖面控制方法
2.1 注入参数进一步优化
一是2500万分子量和油层匹配性更高
实验结果表明，在聚合物浓度一定的情况下分子量越高提高采收率幅度越大。2500万分子量的聚合物分子回旋半径0.259μm，适应孔隙半径中值R50上限1.295μm。試验区PI1-2油层渗透率主要集中在0.2～0.8μm2之间，因此试验区油层适合2500万分子量的聚合物。结合喇北西块4-4#注入站高浓度聚合物驱油现场试验，葡I1-2油层注入2500万分子量聚合物后各层吸水正常，油层动用程度高，因此试验区分子量选用2500万。
二是高浓度聚合物驱扩大波及体积能力强
由于常规聚驱后油层渗透率级差增大，非均质严重，高水淹比例增加，需要调驱作用更强的驱替体系，数值模拟表明，随聚合物浓度提高，流度控制能力上升，扩大波及体积能力增强，段塞前缘含油饱和度升高，因此试验区投产后注入3500mg/L浓度聚合物，试验过程中高浓度聚合物体系可有效注入，有92.0%的注入井均达到过最大允许注入压力，实现了较好的流度控制。
2.2 综合措施调整
一是注聚前实施避射和调剖，控制无效注采循环
试验初期，地层经历近10年后续水驱冲刷，优势渗流通道厚度比例大，试验含水饱和度高，水油流度比大，流度控制难度大。为降低低效、无效注采循环，提高低渗层动用程度开展注入井深度调剖4井次，优势渗流通道避射15井次。
二是对低渗透油层压裂，提高薄差油层吸水状况
试验区注入高浓度聚合物体系后，为改善注入能力，对7口井油层发育较差的注入井进行了压裂，吸水厚度比例由压裂前的60.7提高到80.7%，油层动用状况得到改善。
注入井11-PS2734井发育砂岩厚度15.2m，有效厚度13.9m，渗透率0.777μm2。吸水剖面显示该井PⅠ1～PⅠ123上层动用程度低，小层平均渗透率0.227μm2，有效厚度占全井的64.7%，吸水比例为16.47 %，压裂后吸水层段增加1个，吸水比例增加了17.26个百分点。
三是对渗透率极差大井分层，提高层低渗层动用程度
针对油层动用程度低，层间吸水差异大的井，结合剖面测试资料，实施注入井分层5井次。措施后，层间吸水差异得到明显改善，高吸水层得到控制，动用比例得到提高，相关采油井见到效果。注入井吸水厚度比例增加22.8%，采出井含水平均下降0.7个百分点，10-AS2722井吸水厚度比例54%，措施后吸水厚度比例达100%，井组内油井10-AS2721含水下降3.2个百分点。
四是注聚后期梯度降浓油层仍保持较高动用比例
试验区在注入0.47PV后开始梯度降浓，在0.52PV以后动用程度开始下降，目前仍保持在80%以上，说明高浓度段塞在油层中延缓了油层动用比例下降。
3.油层动用特点
试验区空白水驱阶段油层动用比例为73.5%，高浓度聚驱阶段油层动用程度保持较高水平。注入0.15PV后各阶段剖面动用较均衡，动用比例保持在85%左右，试验后期梯度降浓后动用比例仍能达到82.2%。
3.1 不同单元油层动用比例升幅大
统计连续资料井，注聚后各沉积单元油层动用比例都有不同程度的上升，其中葡Ⅰ1单元、葡Ⅰ22单元注聚后油层动用比例升幅较大。
3.2 有效厚度大于2m油层动用比例高
从有效厚度分级上看，有效厚度以大于2m油层为主，所占厚度比例92.1%，这部分井注高浓度后油层动用比例大幅提高，最高可达到100%
3.3 不同渗透率油层动用趋于均衡
试验注聚后，不同渗透率油层动用比例均有不同程度增加，动用趋于均衡，渗透率小于0.4μm2和大于0.7μm2的油层动用比例分别增加19.9、23.5个百分点。
3.4 油层动用比例与常规聚驱相近
常规聚驱采用分子量1200万，浓度1000mg/L聚合物注入，注入孔隙体积0.67PV，注聚后油层动用比例91.3%；注高浓度驱后油层动用比例仍较高，可达到89.7%，各单元动用比例与常规聚驱相近。有效厚度小于2m的薄差层动用比例76.8%，与常规聚驱相比增加了15.4个百分点。
经过综合措施调整后，采出井低渗层动用比例增加。采出井11-PS2721井注聚后期原上部PⅠ1、PⅠ21不吸水小层吸水量增加。
4.结论
一是一类油层注高浓度聚合物后在初、中期有效厚度动用比例可保持84%以上；
二是注高浓度聚后期梯度降浓油层仍可保持较高动用程度，含水未见明显回升；
三是通过分层、压裂等措施可均衡注采剖面，提高油层动用程度；
四是一类油层注高浓度可取得较好效果，含水最高下降5.7个百分点。
参考文献
[1] 曹瑞波，侯维虹，张俊霞，王冬梅.聚合物驱剖面返转规律及驱油实验研究，内蒙古石油化工，2007，6：79-81
[2] 叶庆全，王建新等.油气田开发地质[M].北京：石油工业出版社，1999，108-115.
作者简介
田龙（1989.08），男，第六采油厂试验大队。