海上油田稀井网大井距聚合物驱应用与分析

刘 歆，周凤军，张迎春，王惠芝，郑 浩

(中海油天津分公司，天津 300452)

海上油田稀井网大井距聚合物驱应用与分析

刘 歆，周凤军，张迎春，王惠芝，郑 浩

(中海油天津分公司，天津 300452)

为改善海上X油田产量递减现状，在室内评价及小井组试验的基础上，进行了中高含水期的早期聚合物驱矿场试验，提出了海上油田注入井分层分质注入、分层调剖，油井提液引效的措施。研究表明，稀井网大井距聚合物驱主要以扩大平面波及体积为主;从边部油井的见效特征分析可知，聚合物注入可有效压制边水入侵，但对改善纵向层间矛盾效果有限。X油田早期聚合物驱试验为海上同类油田的开发提供了重要参考依据。

早期聚合物驱;大井距;海上油田;聚驱特征;边底水

引言

聚合物驱作为水驱后进一步提高采收率的技术，已经进行大规模的工业化应用，取得了显著的效果［1］。聚合物溶液能够提高驱替相的黏度、改善驱替相与原油的流度比，从而可以扩大平面波及体积，降低含水率。为了在平台寿命期内加快海上油田采油速度、高速高效地开发，提出了中高含水期早期注聚的理念［2］，在渤海M油田开展先导性试验的基础上，开展了海上X油田的早期注聚实践。

1 研究区域简介

X油田位于渤海辽东湾北部海域，油田构造简单，构造为北东—南西向展布的狭长带状断裂背斜。以陆相三角洲沉积为主，储层平面及纵向非均质性强。原油密度大，黏度中等，为常规重质原油。

X油田1999年投入开发，初期采用反九点400 m井距的井网主要生产Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅴ油组。根据生产特征将开发历程划分为2个阶段:一是在边水和注入水的共同作用下，含水迅速上升阶段;二是油田进入中高含水期后进行产液结构调整的含水平稳阶段。目前X油田正处于中高含水期。

2 聚合物驱区块筛选

根据提高采收率方法筛选技术规范［3］，确定X油田为适合聚驱开发油田，各参数对照如表1所示。X油田储层发育稳定，注采井网完善，其中西区受边水及气顶影响较弱，最终确定在W平台实施整体注聚。

表1 X油田聚合物驱区块参数筛选对照

3 X油田注水井特征

3.1 压力特征

随着开发长期进行，X油田进入中高含水期。采用反九点井网进行开发，注采井数比为1∶3，注水井注入压力较大。注入聚合物前，西区注聚井注入压力在11 MPa左右，对部分高压井实施酸化措施;注入聚合物后，大部分注聚井的注入压力表现出上升趋势，当到达峰值后压力逐渐下降并保持平稳。

对8口注聚井的压力变化进行统计。8口注聚井的压力峰值与注水压力相比，上升幅度为8～38个百分点，平均压力峰值提高22个百分点。与注水相比，注聚压力值上升幅度高1.6～21.0个百分点，平均稳定压力上升10.6个百分点。与陆地油田相比，海上油田注聚井压力上升幅度小，主要是由于:一方面采用反九点井网开发，注采井数比小，注水井转注聚合物前注入压力较高;另一方面，由于海上油田注采井距较大，注水井注入能力受限制，注入段塞量远远小于陆地油田;另外，受到海上平台空间限制，聚合物溶液到达井口时黏度损失量也较大。

3.2 阻力系数

3.2.1 霍尔曲线法求取阻力系数

注入压力与时间的乘积为霍尔积分，霍尔积分与累计注入量的关系曲线为霍尔曲线，霍尔曲线的斜率反映了油层的渗透性［4］。通过注入聚合物前后霍尔曲线的斜率可以计算出阻力系数(注入聚合物前、后霍尔曲线斜率的比值)。阻力系数的大小显示了聚合物溶液降低油层渗透性的程度。

对西区8口注聚井实施地面分层分注前，采用霍尔曲线法求取阻力系数，除1口井阻力系数小于1外，其他注聚井的阻力系数均大于1，为1.11～1.27，均值为1.17。阻力系数的量值反映出聚合物溶液的注入可建立一定的渗流阻力，但阻力系数值较小，对改善纵向层间矛盾的作用有限:一方面，可能与注入聚合物前的酸化作业有关，解除了近井地带的阻塞，在注入聚合物溶液前，地层渗透能力得到恢复;另一方面，由于海上油田注水井普遍采用筛管防砂方式，推测聚合物溶液在进入地层前黏度受剪切损失严重，只在近井范围内建立起有效的渗流阻力。

3.2.2 变异系数与阻力系数的关系

变异系数是描述油藏非均质性的1个重要参数。矿场实践表明，洛伦兹曲线法能够广泛地适应不同类型油藏，能够较好地反映储层的非均质程度［5－6］。因此，本文在计算变异系数时采用洛伦兹曲线法，并采用厚度加权计算渗透率分布。变异系数小于0.5时，储层相对均质;变异系数为0.5～ 0.7时，储层非均质性中等;变异系数大于0.7时，储层为强非均质性。X油田变异系数与阻力系数的关系见图1。

图1 变异系数与阻力系数的关系

从图1中可以看出，阻力系数随着变异系数的增大呈现先减小后增大的趋势，也就是说，对于较为均质或是强非均质的储层，聚合物的注入能够建立较为有效的阻力系数。较均质储层注入聚合物溶液时，井组内小层剩余油饱和度相对较高，聚合物溶液前缘含油饱和度较高，前缘渗流阻力较大。当变异系数较大时，注入聚合物沿高渗通道窜流，随着聚合物的注入，层间矛盾突出，聚合物溶液仍沿高渗通道注入，虽然平面波及体积扩大，但因渗流通道狭窄而导致渗流阻力增加。

3.3 吸水剖面特征

从部分注入井的吸水剖面测试可以看出，聚合物溶液的注入，对于纵向层间矛盾有一定的改善作用，但改善能力有限。

综合压力特征、阻力系数变化特征以及吸水剖面情况可知，海上油田稀井网大井距的特点，以及聚合物溶液注入流程及管柱的限制，导致聚合物溶液对于改善海上油田层间非均质性的能力有限。

4 采油井特征

4.1 产液量及含水率特征

西区注聚井的实施逐步完成，导致中心井动态变化特征复杂化。选取1口边部油井A，对其产液量及含水率变化特征进行分析。开始注入聚合物时，油藏边部采油A井产液量略有升高，含水率上升，动液面开始下降;之后在某一时刻产液量开始下降，产油量增大，含水率降低，动液面开始恢复。

开始注入聚合物阶段，注入聚合物导致近井地带压力升高，压力波还未传播到油井，油水井造成短暂隔断，油井出现类似“衰竭式”开采。由于水的流动能力较强，相比油更容易流向井底，因此造成含水率略有上升。当注聚井与采油井建立有效的驱替后，平面波及体积扩大，更多的原油流向井底，采油井的产液量开始下降。同时，聚合物溶液的注入使地层压力升高，油井流压增大，导致油井动液面开始回升。

4.2 受边水作用的油井特征

采油井B处于断块内，从动态分析可知，采油井B受到断块内边水及注入水的共同作用。从井生产曲线(图2)可知，注聚前采油井B进行了提液生产;注聚后，采油井B产液量呈现先升高后降低，含水率先升高后降低，动液面升高的趋势。

图2 B采油井动态特征曲线

聚合物的注入增加了驱替剂的黏度，使渗流阻力增大，注入压力升高。一方面扩大了平面的波及体积，另一方面使地层压力回升。从理论上分析可知，由于地层压力的恢复，当油水井间建立有效驱替后，油井井底流压也会回升。对于弱边水作用的边部油井来说，油井井底流压的升高导致平均地层压力与井底流压间的压差变小，导致边水流入油井的水量开始下降。从以上分析中可以看出，聚合物溶液的注入，可有效地压制弱边水的水体入侵。

5 措施调整

5.1 调整注聚浓度，改善注入工艺

从现场实际的注入情况来看，聚合物的溶解、熟化及混合工艺等受到平台空间设备限制，导致聚合物溶液到达井口的黏度过低，约为实验室评价黏度的40%，无法达到方案设计要求。对此，初期采用提高注入浓度的办法来提高聚合物黏度，同时，需不断改进配置及混合工艺，提高聚合物溶液的黏度。

5.2 增加注水井点，缓解注水压力

由于海上油田稀井网大井距的开发特点，造成了注水井“点强面弱”的注水形式，注水井注入强度较大。随着油田进入中高含水期，油田普遍实施提液来提高油井产量，为满足注水需求，注水井注入量不断增大，井口压力不断升高，注入强度不断加大。可能导致近井地带的颗粒发生运移，地层受到严重的堵塞;同时，注入聚合物后，由于受到更强烈的剪切作用，聚合物的有效工作黏度会较大程度地损失在近井地带，难以在油藏深部建立渗流阻力，起到扩大波及体积的作用。

将反九点面积井网逐步转为行列注采井网，可降低注水井的压力，降低注入强度，聚合物溶液受到的剪切作用减小，有利于聚合物溶液在油藏深部建立渗流阻力;同时，井网形式的转变使压力平衡区采油井间的剩余油得到动用，起到扩大平面波及体积的作用。

5.3 调整产液结构，扩大聚驱效果

借鉴陆地油田中高含水期控水稳油的成熟经验［7－8］，结合海上油田实际情况，发展了海上油田中高含水期注聚稳油控水的配套技术。

(1)实施地面分层注入［9－10］。对X油田8口注入井采用地面多管分注工艺，实施地面分层注入。对分层注入量以及小层注入浓度开展优化研究，并实施了分层调剖与分层酸化相结合的措施，控制主要产水层位的注水，加强未水淹层、弱水淹层的动用，均衡动用各类油层。

(2)优选提液井，扩大聚驱效果［11］。依据X油田无因次采油采液指数理论曲线、单井含水率、地层压力状况分析［12］，认为X油田适宜开展提液措施。在此基础上，对提液井进行筛选。选取动液面高、沉没度大、地层能量充足、生产压差小、无出砂历史，且注聚初步见到效果的采油井，开展提液措施。

6 结论

(1)由于储层非均质性、井网井距、聚合物溶液注入状况等多因素影响，聚合物溶液对于改善海上油田储层层间矛盾的能力有限。

(2)聚合物驱采油井的见效特征为:产液先增加后降低，含水率先升高后下降，动液面先下降后逐渐回升。聚合物溶液的注入可有效压制弱边水的入侵，对于边部剩余油的挖潜有着重要意义。

(3)注入井采取分层分质注入，采油井采取提液酸化措施，将高含水期水驱产液结构调整与聚合物驱相结合，可取得一定效果。

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［3］油气田开发专业标准委员会.SY/T6575－2003提高采收率方法筛选技术规范［S］//中华人民共和国天然气行业标准.北京:石油工业出版社，2003.

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［5］朱小影，周红，余训兵.渗透率变异系数的几种计算方法——以麻黄山西区块宁东油田2－3井区为例［J］.海洋石油，2009，29(2):23－26.

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Polymer flooding practice and analysis for offshore oilfield with large well spacing

LIU Xin，ZHOU Feng－jun，ZHANG Ying－chun，WANG Hui－zhi，ZHENG Hao
(CNOOC Tianjin Branch，Tianjin300452，China)

The offshore X oilfield has shown production decline and medium－high water cut，so that polymer flooding field test is conducted based on laboratory evaluation and small well group test.Proposed measures for the offshore oilfield include separate injection，separate zone profile control and pump－induced lifting.Researches indicate that polymer flooding with large well spacing can expand swept volume;the responses in edge oil wells show that polymer injection can effectively control edge water invasion，but has little effect to mitigating vertical interlayer interference.The polymer flooding practice in the X oilfield offers important reference for development of analogous offshore oilfields.

polymer flooding;large well spacing;offshore oilfield;polymer flooding characteristics;edge/bottom water

TE53

A

1006－6535(2012)03－0104－04

10.3969/j.issn.1006－6535.2012.03.027

20110923;改回日期:20111205

国家重大科技专项“大型油气田及煤层气开发”(2011ZX05057－001)部分研究内容

刘歆(1975－)，女，工程师，1994年毕业于中国石油大学(华东)应用地球物理专业，1997年毕业于该校地质工程专业，获硕士学位，现从事油气田开发与研究工作。

编辑周丹妮