海上油田早期注聚提高采收率的研究与实践

汪超 苏彦春 张迎春 （中海石油（中国）有限公司天津分公司 天津300452）

0 引言

海上油田采油平台使用寿命短、生产操作费用高，在有限的生产时间内如何提高油田的采收率成为越来越重要的问题。陆地油田一般是在含水90%以后实施注聚，绥中36-1油田注聚试验也是在油田含水60%时开始的。为在有限的平台寿命内采出更多的原油，对海上油田早期注聚的研究显得更有意义。

对早期聚合物驱及其影响因素研究的文献报道不多，[1]相关的矿场试验报道还没有。从海上油田开发实际需求出发，针对油藏地质特征和流体性质，利用理论分析、室内实验和油藏数值模拟研究，在室内研究成果指导下，实施了聚合物驱矿场试验，分析了井组动态反应特征和增油降水效果，这为油田高效开发提供了有益尝试。

1 聚合物驱油实验研究

采用室内岩心实验，岩心非均质模和物性参考渤海LD10-1油田储层分布特征，根据多种驱油方案，优化相关参数，推荐合理的驱替方式。[2]

1.1 物理模型

物理模型选择为石英砂环氧树脂胶结、二维纵向非均质模型，模型包括高中低3个渗透层。依据物理模型与实际油藏典型地质模型几何相似和物性参数相近原则，模拟油65℃时粘度为 16 mPa·s。

1.2 注入时机对驱油效果的影响

在聚合物用量相同条件下，聚合物溶液注入时机对聚合物驱油效果存在影响。当水驱至含水98%时转注聚合物，模型最终采收率为49.4%，相对于水驱空白实验采收率增加11.0%；当省去前期注水驱油过程，直接进行聚合物驱，模型最终采收率52.7%，相对于水驱实验采收率增加14.3%。由此可见，聚合物溶液注入时机愈早，采收率增幅愈大。早期聚合物驱与中后期聚合物驱相比，不仅提高了最终采收率，而且节约了用水，缩短了油田开发时间。

1.3 聚合物浓度或用量对增油效果的影响

在聚合物溶液注入时机相同条件下（均为早期注入），聚合物浓度对聚合物驱增油效果存在影响。[3]当聚合物浓度为800 mg/L，模型最终采收率49%，相对于水驱实验采收率增加10.5%；当聚合物浓度为1 200 mg/L，模型最终采收率53%，相对于水驱实验采收率增加14.4%；当聚合物浓度为1 600 mg/L时，模型最终采收率54%，相对于水驱实验采收率增加16.4%。由此可见，聚合物浓度愈高，聚合物驱效果愈好。

2 聚合物驱油数值模拟研究

在室内实验的基础上，采用CMG-STARS数模软件对渤海LD油田进行聚合物驱数值模拟研究，[4]数值模拟相关参数借鉴室内实验结果。CMG-STARS软件中聚合物粘度通过粘浓关系非线性插值来描述，渗透率下降通过残余阻力系数来描述，考虑不可及孔隙体积，吸附考虑可逆与不可逆的情况，但未考虑聚合物在油层中剪切的影响。由于聚合物及凝胶物化参数在油层内性能的不确定性，分别对聚合物及凝胶粘度、吸附量及残余阻力系数等对驱油效果影响较大的参数进行了敏感性分析（见表1）。最终推荐井组注聚方案如下：注入段塞：0.1 PV；注入方式：凝胶+聚合物+凝胶，聚合物浓度为1 200～1 600 mg/L。以平台寿命20年进行指标统计，总的油田采收率提高幅度为4.2%。

表1 聚合物和凝胶动吸附量测试结果

3 早期注聚动态分析与效果评价

3.1 早期注聚油田基本情况

早期注聚在渤海LD10-1油田试验，该油田为带气顶的油气藏，油田储层物性和连通性好，由于储层岩性和物性差异也较大，导致储层层内非均质性较强，采取常规的注水开发模式容易造成部分层水窜严重。为在有限的平台寿命期提高油田采出程度，初期采用井组早期注聚试验，后推广到全油田早期注聚，注聚区域共有 6 口注聚井：A01、A05、A10、A14、A23、A35，注聚目的层位均为东营组东二下段Ⅱ油组，注聚对应一线受益生产井共有22口（见图1）。

3.2 注聚井特征分析

注聚后普遍规律为注入压力升高，视吸水指数降低，阻力系数大于1。从注聚后注入压力上升，建立了较好的阻力系数情况分析（见表2），注聚井达到了注聚具有的特征。从历次吸水剖面测试结果对比分析，注聚后注入剖面明显改善。

图1 LD10-1油田早期注聚井位图

表2 注入井注聚前后对比分析表

3.3 油井生产情况分析

油田注聚油组一线注聚受益井为22口，参考陆地油田见效标准，结合早期注聚特点，注聚增油评价主要方法为：净增油法、净降水法、数值模拟法。油井受效情况分为4类：见效见聚井、见效未见聚井、见效不明显井（待观察井）、未见效井。见效见聚井4口，见效未见聚井6口，见效不明显井10口，未见效井2口，经过调剖、调驱与注聚等优化措施，提高驱油效率。

3.3.1 典型见效见聚井分析 A11井主要受A05、A35井注聚、A10井注聚/气的共同作用。2008年4月在调剖、注聚共同作用下出现降水增油效果（见图2），2008年8月检测到聚合物产出。日平均增油110 m3，含水下降15%，累计增油133 105 m3。

图2 LD-A11井开发生产曲线

3.3.2 典型见效未见聚井分析 A15井为A14井注聚、A10注聚双向受益井。2009年10月注聚见效，增油基准点日产液300.5 m3/d，日产油111.7 m3/d，含水62.8%；目前日产液251.2 m3/d，日产油136.4 m3/d，含水45.8%，累计增油9 081 m3。

3.3.3 典型见效不明显井分析 典型见效不明显井3口：由于注聚单层突井或边底水影响。近年新打调整井7口：注聚效果待观察。A16井：为A10井的一线注聚受益井，目前日产液351.8 m3/d，日产油57.6 m3/d，含水83.6%。该井从产出分析看，目前产聚浓度在163.5 mg/L左右波动，结合其相对较高的产出水矿化度数据以及长期的生产动态特征看，A10井注入突进现象存在，这是该井长期注聚收效不明显的主因。

3.3.4 典型未见效井分析 A24井为A18m井的注聚受益井，目前日产液195.3 m3/d，日产油61.5 m3/d，含水68.5%。由于受到断层阻挡，目前未见注聚效果。

3.4 油田早期注聚效果分析

从注聚动态看，注聚后注入压力上升，一些井建立了较好的阻力系数，部分井组有降水（推迟见水）增油显示，注聚取得一定成果。部分注聚井井口压力偏高，存在近井地带堵塞，井口压力过高的注聚井需进行解堵措施。部分油井存在注聚井突进，注聚效果不明显或效果变差。综合分析，在22口注聚受益井中，10口受益生产井见到明显注聚增油效果。截至目前，油田注聚累计增油296 000 m3。

4 进一步提高早期注聚效果优化研究

针对部分油井注聚井突进，注聚效果不明显或效果变差，进行注聚跟踪优化研究，包括注聚粘度、注聚量、注聚浓度优化。[5]建议适当加大注聚浓度、注聚粘度和注聚量。2009年注聚井A23聚合物浓度由1 200 mg/L调整到浓度1 600 mg/L。周边A13井在2010年出现明显降水增油效果，含水下降35%，日均增油90 m3（见图3）。

图3 LD-A13井开发生产曲线

5 结论及建议

本次研究借鉴岩心驱油实验结果，在室内实验基础上结合油田实际，采用油藏数值模拟方法进行多种方案优化对比，且在油田早期实施注聚过程中面对的挑战进行了优化研究，根据各方案研究及现场应用，有以下几点认识及建议：①从注聚动态看，注聚后注入压力上升，建立了较好的阻力系数，井组有降水（推迟见水）增油显示，明显见效井平均含水下降10%，日均增油55 m3，截至目前，油田累增油30万方左右，注聚取得较大成果，预计在平台寿命期能提高油田采收率4%。②油田早期实施注聚是一次开创性的工作，不仅可以比中后期实施获得更好的增油效果，而且可以大幅度缩短开发时间、节约操作费用，经济效益十分明显。③油田早期实施时在不同的注聚阶段，会面对不同的具体挑战，需要根据生产实际不断优化研究，提高早期注聚效果。■

[1]王健，罗平亚，陈学忠.耐温抗盐疏水缔合聚合物弱凝胶调驱剂的研制[J].油田化学，2002，19（4）:355-358.

[2]W A N G Jian，LU O Pingya，CH EN X uezhon1 Preparation of H eatResistant and Salts Tolerant H ydrophobically A ssociating PolymerW eak G elasPermeability Profile M odificator PolymerO ilD isplacing A gent[J].O ilfield Chemistry，2002，19（4） :355-358.

[3]隆锋，仲强，张云宝，等.旅大10-1油田化学驱物理模拟研究[J].海洋石油，2007，27（1）:36-40.

[4]汪超，赵春明，张迎春，等.绥中36-1油田注水井转注方案的数值模拟研究[J].中国海上油气，2005，17（2）:105-107.

[5]常学军，郝建明，熊伟，等.平面非均质油藏来水方向诊断和调整[J].石油学报，2004，25（4）：58-61.