聚合物驱含水回升阶段钻井停注后恢复注入方法研究

田阳春 （大庆油田有限责任公司第二采油厂，黑龙江 大庆163414）

从2002年开始对A区块AA1-9油层进行聚合物驱开发，目前已进入含水回升阶段后期，聚合物用量达到700mg／L以上，综合含水率92．02%。2009年10月～2010年4月该区块大面积钻井停注，在钻井停注期间，该区块出现产液量、综合含水率和采出液聚合物浓度下降的现象。在钻井停注后恢复注入聚合物溶液，该区块又出现综合含水率快速回升并超过钻井停注前综合含水率、采出液聚合物浓度快速回升并超过钻井停注前采出液浓度的现象，导致区块产量无法恢复到钻井停注前水平，影响了区块的开发效果。针对上述问题，利用动态分析和数值模拟方法［1-2］，开展了聚合物驱含水回升阶段钻井停注动态变化规律的研究，同时进行聚合物驱含水回升阶段钻井停注后恢复注入方案的优化设计，以解决A区块AA1-9钻井停注后恢复注入所面临的实际生产问题。

1 钻井停注及恢复注入初期动态变化情况

1．1 钻井停注期间

A区块从2009年10月开始钻井停注直到2010年5月恢复注入聚合物溶液，统计2010年4月动态生产数据，区块日产液5086．4t，日产油482．2t，综合含水率90．52%，采出液聚合物浓度505mg／L，与钻井停注前对比，日产液降低2923t，日产油量降低153t，综合含水率下降1．55个百分点，采出液聚合物浓度下降93．6mg／L。统计A区块73口采出井钻停期间动态情况，其中出现综合含水率下降的井50口，占44．25%，综合含水率稳定的井33口，占29．20%，综合含水率上升的井30口，占26．55%。根据连通注入井状况，对3种类型采出井进行了分类 （见表1）。由表1可知，除受断层和过渡带影响外，受笼统控制的采出井以下降型为主，受分层注入控制的采出井以上升型为主，同时受笼统和分层注入控制的采出井以稳定型为主。

表1 钻井停注期间不同动态变化类型影响因素分类

1．2 钻井停注后恢复注入初期

A区块2010年5月开始钻井停注后恢复注入聚合物溶液。统计2010年8月动态数据，区块产液量4637．6t，产油量371．2t，综合含水率92．0%，采出液聚合物浓度501．01mg／L，与钻井停注高峰期对比，日产液量降低448．8t，日产油量降低111t，综合含水率上升1．48个百分点，采出液聚合物浓度上升56．1mg／L。统计A区块73口采出井恢复期间动态情况，其中出现综合含水率回升的井56口，占49．56%，综合含水率稳定的井25口，占22．12%，综合含水率略有下降的井32口，占28．32%。根据连通注入井状况，对3种类型采出井进行了分类 （见表2）。由表2可知，除受断层和过渡带影响外，在钻井停注后恢复注入阶段，受笼统注入控制的采出井以上升型为主，受分层注入控制的采出井以下降型为主。

表2 钻井停注后恢复初期不同动态变化类型影响因素分类

1．3 钻井停注后恢复注入初期动态变化规律研究

根据A区块AA1-9油层平均发育状况，以全区聚合物驱跟踪拟合结果为基础，采用各沉积单元的含水饱和度，建立笼统注入和分层注入典型模型，其地质参数如表3所示。网格数均为12×12×9＝1296个，以采出井为中心，每个模型均为9注4采。

表3 典型模型地质参数表

开展钻井停注后恢复注入初期动态变化规律研究时，模型中注入量的恢复完全按照实际生产恢复注入方案，逐步恢复到钻井停注前注入水平。研究发现，2个典型模型出现了不同动态变化过程 （见表4和表5）。由表4可见，笼统注入井区钻井停注恢复注入后，由于地层压力较低，聚合物溶液首先从高渗透、高含水层进入，AA3～5高产液、高含水层 （控制层）产液比例由恢复注入前的63．1%上升到恢复注入初期的72．4%，而低产液、低含水层 （加强层）由恢复注入前的36．9%下降到恢复注入初期的27．6%，表现出产液量回升、综合含水率快速回升并超过钻井停注前的特征。由表5可见，分层注入井区钻井停注后恢复注入后，控制层产液比例由恢复注入前的75．8%下降到恢复注入初期的70．7%，加强层的产液比例由恢复注入前的24．2%上升到恢复注入初期的29．3%，表现出产液量回升、综合含水率略有下降或稳定的特征。

表4 钻井停注后恢复注入前后各沉积单元产液、产油比例 （笼统注入模型）

表5 钻井停注后恢复注入前后各沉积单元产液、产油比例 （分层注入模型）

2 钻井停注后恢复注入方案设计研究

根据聚合物驱含水回升阶段钻井停注后恢复初期动态变化规律，可以确定钻井停注后恢复注入指导思想，即降低高渗透率、高产液、高含水层的注入量和提高低渗透率、低产液、低含水层的注入量以控制层间矛盾，从而保持区块综合含水率和产油量的稳定。根据上述指导思想，制定如下2条技术路线：①注入高浓度聚合物溶液堵塞高渗透、高产液、高含水层。②采用分层注入方法控制高渗透、高产液、高含水层［3-4］。

根据上述指导思想和技术路线，设计如下3种钻井停注后恢复注入方案：①全程注入高浓度聚合物溶液 （2000mg／L）；②注入0．1PV 2000mg／L高浓度段塞＋正常浓度聚合物溶液 （1000mg／L）；③分层注入。应用典型模型开展3种方案数值模拟研究，其结果如图1、2、3所示。由图1可知，采用方案①能够起到控制钻停恢复含水回升作用，但由于注入高浓度聚合物溶液导致产液量和产油量大幅度下降，开发效果并不理想。由图2可知，采用方案②对控制含水恢复作用有限，但能提高产油量，开发效果较好。由图3可知，采用方案③能够起到控制钻停恢复含水回升作用，初期产油量稳定，分层时间越久，增产幅度越大，因而效果较好。

图1 方案①含水恢复和日产油曲线

在实际生产过程中，由于油层发育较复杂，实施分层注入需要一定厚度的隔层，并非所有的注入井都能满足上述条件，并且分层施工作业会增加生产成本。因此，在实际钻井停注后恢复注入过程中，对具备分层注入条件的井应采用分层注入方案，对不具备分层注入条件的井应采用高浓度段塞注入方案，这样可以解决钻井停注后恢复注入过程中综合含水率快速回升问题，确保区块产量稳定。

图2 方案②含水恢复和日产油曲线

图3 方案③含水恢复和日产油曲线

3 结 语

通过分析A区块AA1-9油层钻井停注及恢复注入初期生产动态变化情况，总结了钻井停注后恢复注入初期动态变化规律并据此确定生产指导思想，即降低高渗透率、高产液、高含水层的注入量和提高低渗透率、低产液、低含水层的注入量以控制层间矛盾。根据生产指导思想设计了3种钻井停注后恢复注入方案。数值模拟研究表明，对具备分层注入条件的井应采用分层注入方案，对不具备分层注入条件的井注入采用高浓度段塞注入方案，由此解决钻井停注恢复后综合含水率快速回升问题，保持区块产量稳定。

［1］戚连庆 ．聚合物驱油工程数值模拟研究 ［M］．北京：石油工业出版社，1998．

［2］隋军，廖广志，牛金刚 ．大庆油田聚合物驱油动态特征及驱油效果影响因素分析 ［J］．大庆石油地质与开发，1999，18（5）：17-20．

［3］杨子强，谢朝阳，梁福民，等 ．聚合物驱多层分注技术研究 ［J］．大庆石油地质与开发，2001，20（2）：83-85．

［4］侯维虹 ．聚合物驱油层吸水剖面变化规律 ［J］．石油勘探与开发，2007（4）：478-482．