魏崇巍

摘要：在大庆油田勘探开发中，部分区块采取了聚合物驱油技术，取得了较好的开发效果，但在区块转入后续水驱开发阶段后，油井产液量递减、含水率上升，特别是因为地层压力降低导致剩余油开采比较困难。本文就是结合聚合物驱油后续水驱阶段的油田勘探开发实际，对剩余油挖潜改造进行的探究。

关键词：聚合物驱油；增产技术；水驱阶段

【分类号】TE357.6

随着大庆油田勘探开发时间的延长，部分油田已经采用聚合物驱油技术进行勘探开发，取得了较好的开发效果。但是，在转入后续水驱阶段后，如何延长有效开发时间、缓解后续水驱阶段的注采矛盾，更好地开发和挖掘剩余油资源，成为摆在勘探开发队伍面前的一大难题。

一、聚合物驱油后续水驱阶段面临的开发状况

大庆油田部分区块在三次采油作业阶段，采取了聚合物驱油技术，在应用初期取得了较好地勘探开发效果，油气采收率明显提高。但是，在聚合物驱油的后续水驱阶段，区块油藏开发中面临一些开发难题。

1、井况条件变差，注采体系不完善

因为经历了多年的勘探开发，在聚合物驱油技术应用后，特别是转换为水驱开发后，随着开发时间的延长和注水开发等增产措施的实施，区块油井套损都比较严重，油井欠注问题也比较突出，部分油田不能实施正常的生产，导致注采井网体系的完整性受到影响，注采关系对应率下降，油井产液量也逐渐降低。

2、吸水厚度出现变化，注水开发中存在严重的“指进”问题

吸水剖面是反映油气储层纵向吸水程度的重要因素，结合聚合物驱油后续水驱阶段的一般性特征，吸水厚度占射孔厚度的比例会逐步下降，造成注水过程中油气储层之间和储层内部存在较为激烈的指进、突进等问题，造成产液含水率急剧升高，驱油效果降低。

3、油井地层能量降低，产液量逐步下降

在聚合物驱油阶段，注采比是相对较低的，但是油井地层的亏空也会逐步加大，地层压力会相应降低，比如某区块聚合物后续水驱阶段初期的地层压力为10MPa，总压降接近3 MPa，油井平均的动液面也会出现变化，单井产液量会出现明显的降低。

4、含水率上升较快，产能自然递减逐步加大

随着油井地层压力的降低，油气储层在横向和纵向上的注采矛盾会进一步加剧，驱替相黏度会逐步降低，在转入后续水驱开发阶段后，油气储层的含水率会大幅上升，产液量和产油量也就相应的降低。

二、聚合物驱油后续水驱阶段增产技术措施

1、完善注采井网，缓解地层平面开发矛盾

要针对油田部分区块注采体系不完善的矛盾，加大对套损井的修复力度，更多的投转注水井，有效增加注水量，提升水驱油藏储量。针对区块开发中部分油气储层孔渗等开发条件较差、地层压力较低等造成的局部欠注问题，有针对性的采取攻欠增注措施，借助地面增压泵等设备，对欠注问题突出的油井实施重点增注，有效提升局部地层压力，增加注水量并扩大注水波及面积，有效增加水驱储量。

2、实施精准注水，有效减缓层间矛盾

聚合物驱油后续水驱阶段，要根据油气储层多层合注吸水剖面资料，结合油井开发动态分析，对不同油气储层实施精准的分层分注，有效增加原高压油气储层的吸水率，提升对高压油气储层的驱替率，从而增加产液中含油率，解决产液含水率上升过快的问题。

3、加强整体注采调整，缓解注水突进、指进问题

要在后续水驱阶段认真对前期调剖效果进行分析，结合具体区块开发情况，不断优化段塞设计、调剖剂配比和施工手段，对关键油井进行有针对性的调剖。具体工作中，可以对分层注水情况不理想或不达标注入井进行治理，通过局部注入状况的改善减小油井各类开发矛盾；要结合开发情况科学确定区块最优注采比，通过局部注水井的调整来协调注采关系；对于低泵效油井和停产就，要设计调配方案，在后续水驱阶段降低产液的含水率。

4、实施堵水调剖政策，提升注采开发效果

要在水驱开发阶段将位于主要注水通道的水井进行调配，增加日注水量，提升更多生产油井产能，大幅提升区块内整体的井组注采比。具体工作中，可以综合利用注水井关井后一段时间内油井和油管内的压力情况，以及关井测试时间等参数，合理确定注水井压力指数，形成完整的压井曲线，以此为依据进行调剖井点优化设计，优选注水后压降下降幅度较大的时间点，有针对性的部署调剖井，通过优化平均注水油压和启动压力，改善油气储层的吸水指数，并采用颗粒型、凝胶冻胶型堵剂等进行有针对性的堵水和调剖，改善油井的压降曲线，使压降曲线变得更平缓，提升注入试剂的驱替压力梯度，有效封堵油井地层中的较大孔道，扩大注入液体的波及体积。

5、优化产液结构，提升整体产液量

在采取以上措施实现有效注水与提升地层能量基础上，要根据具体油气储层和位于不同相带油井油气储层的开发特点和地层能量情况，采取有针对性的提液措施，对区块内产液结构进行优化。对位于主河道等部位的高能量井，要采取大泵提液，选取与其注采关系对应较好的油井实施精准提液，增加区块整体产液量和产油量，降低产液整体含水率。对位于河漫滩等部位或泥质含量较高、物性条件较差的低产液井，要实施有针对性的压裂改造、措施防砂等储层改造技术，改善油气储层开发条件，提升储层产液量，特别是可以采取压裂液防砂技术手段进行增油。

6、分类管理油井，提升油井见效水平

要针对不同油井的具体见效情况和特征，有针对性的进行分类管理和调整，对于后续水驱见效较慢的油井，要加大采液强度，加快油井见效速度；对见效较差的油井，要对注水井实施降水措施，降低区块储层的含水率；对含水上升较快的油井，可根据开发地质特征和动态，通过调配、调剖减少高渗透层段的注水量，改变井内液流的渗流方向，抑制产液含水过快上升的状况。

三、结论

综上所述，聚合物驱油后续水驱阶段开发中面临一系列开发矛盾，不利于油气采收率的提升。通过对聚合物驱油后续水驱阶确定最佳的投注组合，并针对存在的开发难题采取有针对性的技术措施进行缓解，可以提升聚合物驱油后续水驱阶段的开发效果。

参考文献：

[1]杨承林，周正祥，郭鸣黎.三元复合驱注入参数的优化——以大庆油田北二西试验区为例[J].新疆石油地质，2007（05）.

[2]代丽，李贵生，杨彩虹，蔡爱兵.利用水平井改善难采稠油底水油藏的开发效果研究[J].中国石油和化工，2011（04）.

[3]邓庆军，赵晓京，胡勇，卢祥国.聚合物段塞组合及其对驱油效果影响实验研究[J].大庆石油地质与开发，2009（02）.

[4]刘青峰.大庆北1区321块聚合物驱适应性研究[J].中国石油和化工标准与质量，2011（02）.