锦州油田中高含水期聚合物驱特征分析及改善措施

2014-10-25周凤军陈建波葛丽珍童凯军

石油地质与工程 2014年1期

周凤军，陈建波，葛丽珍，王刚，童凯军，程奇

（中海石油（中国）天津分公司勘探开发研究院，天津塘沽 300452）

1 研究区及注聚方案简介

锦州油田位于渤海辽东湾北部海域，油田构造简单，为北东－南西向展布的狭长带状断裂背斜，主要含油层系为东营组东二下段和东三段，油气藏埋深－1570.0～－1960.0m；储层主要为湖相三角洲前缘沉积的中－细粒砂岩，储集物性为高孔高渗，测井渗透率1320.8×10－3μm2，孔隙度26.8%；地层原油粘度10.0～26.0mPa·s，为常规中粘原油；原始溶解气油比31～59 m3／m3，饱和压力12.85～15.10 MPa，地饱压差1.75～3.82 MPa。

锦州油田1999年投产，采用反九点400 m井距面积井网注水开发，目前油田综合含水为77%，年采油速度1.4%，采出程度20%。锦州油田西区储层平面发育稳定，油水井对应关系较好，注采井网完善，开发层系相对合理，单层平均厚度大于2 m，聚驱控制原始地质储量约为1500×104m3。油藏流体分布相对简单，受气顶、边底水影响小，最终确定在整个西区8个井组全面实施聚合物驱。

油田自2007年10月第一口注聚井W6－4实施注聚，后续井分批逐步转注，至2008年9月实现方案设计的8口注入井（W4－2，W4－4，W5－3S，W6－4，W6－6，W7－3，W8－4，W8－6）全部转注聚，至此，锦州油田西区全面实施聚合物驱，如图1所示。

图1 锦州油田西区注聚井位图

2 聚合物驱动态特征［1－2］

2.1 注入井特征

（1）压力特征：注聚井井口压力呈现出“上升－平稳－下降”的过程。从统计结果来看，8口注入井井口压力变化趋势并不一致，井口压力上升幅度由1.1～3.4 MPa不等，平均压力上升2.1 MPa，且部分注入井井口压力并未上升甚至存在下降趋势。分析主要原因是：一方面，锦州油田储层非均质性较为严重，利用洛伦兹法计算储层非均质系数达到0.79；另一方面，注聚前注入井井口压力过高，平均井口注入压力达到10 MPa，注聚前普遍采取了酸化及更换管柱措施，以增强注入井注入能力；另外，由于受到海上平台空间限制，初期配置的聚合物溶液达到井口黏度损失较大，加之初期较低的注入浓度，这些因素都造成渗流阻力较小，注入井井口压力上升幅度并不大，如表1所示。

（2）注入剖面特征：聚合物溶液的注入使驱替相的黏度增加以及聚合物溶液在岩石表面的吸附、滞留效应，引起水相渗流能力降低。这种效应一方面减轻了注入相的黏性指进，提高了层内波及系数；另一方面，降低了高渗层段的流体总流度，缩小高、低渗层段水线推进速度差，达到了调整吸水剖面、提高层间波及系数的效果。聚合物驱机理表明，聚合物溶液注入对纵向剖面会起到改善作用。注入井注聚实施半年后，对部分注入井进行了吸水剖面测试，测试结果显示，锦州油田注聚前后，注入剖面改善并不明显，甚至原高渗透层出现恶化的状况。原因主要是注入初期，注入井注入浓度较低，加之平台地面溶解、注入工艺等尚处于试注阶段，难以保障井口注入黏度（注入800 mg／L时井口黏度为12 mPa·s），聚合物溶液注入速度较低，高渗层渗流阻力增加并不显著；另一方面，储层较为严重的非均质性是另一重要原因，经过长期注入水的冲刷，层间矛盾更加突出，最终导致对注入剖面的改善作用效果较差，如图2所示。

表1 锦州油田注入井初期注入压力情况统计

图2 W7－3井注聚前后产液剖面变化

2.2 采油井特征

W7－6井是锦州油田第一口见效的采油井，也是注入井对应的井。W6－4井于2007年10月开始试注，W7－6井于2008年4月开始出现含水持续下降、产油增加的见效特征，标志着锦州油田聚合物驱开始见到效果，如图3所示。水驱导数曲线已经广泛应用于渤海油田增产措施见效等级评价中，从聚合物驱受效采油井甲型水驱导数曲线中可以看出［3］，采油井出现持续降水増油，在导数曲线中表现为曲线向下偏折，导数曲线与动态特征曲线有明显的一一对应关系，导数曲线上开始向下偏折的点认为是聚合物驱时采油井见效时间点（图4）。

图3 W7－6井动态特征曲线

图4 W7－6井甲型水驱导数特征曲线

（1）产油产液含水特征：注聚区采油井6～12个月时间内开始见效，采油井表现出含水持续下降、产油量上升、产液量略有降低的见效特征。注聚区8口注入井对应22口采油井，除去2009年边部两口水平调整井外（初期不含水，难以用采油井常规见效特征评价），几乎全部见到效果。采油井受效前平均单井产油40 m3／d，高峰产油65 m3／d，增幅达到65%，单井平均含水由见效前80%下降到65%，下降15个百分点。

（2）产聚浓度特征：一般采油井见到产油上升和含水下降效果后，采油井随即见到聚合物产出，而后产聚浓度逐渐上升，上升到某一高值时变得平稳或者平稳一段时间后再呈现上升趋势，反应了采油井的多向受效。从20口采油井统计结果看，产聚浓度高峰要早于产油浓度高峰出现，平均时间为8个月。对于锦州油田来说，高产聚浓度的采油井聚合物产出浓度约为井口注入浓度的40%～60%（目前注入浓度为1500 mg／L）。

3 改善聚合物驱措施［4－6］

3.1 改善配注工艺，保障注聚质量

由于平台空间有限，要求聚合物溶液能够快速溶解以及在线熟化，但是部分水解聚丙烯酰胺聚合物溶液对于铁离子十分敏感，形成絮状胶团不仅造成聚合物的巨大浪费，而且易发生堵塞。从初期看，聚合物溶液到达井口黏度较低，约为实验室黏度的40%，不能达到方案设计要求。为此采取的措施是一方面提高聚合物溶液注入浓度，另一方面不断改进配注工艺，加强注入水质控制，以提高聚合物溶液到达井口的黏度。

3.2 实施地面分注，优化注水工艺

受到储层非均质性、聚合物溶液注入黏度以及井距等因素影响，聚合物溶液对于改善层间非均质性作用有限，甚至出现层间矛盾更加恶化等问题。以W4－4井为例（图5），即使聚合物溶液注入使得吸水剖面有所改善，但较之各注入层段的需求仍有一定差距。为了改善聚合物驱效果，提高纵向波及体积，锦州油田注聚井全部实施了地面分注工艺，并采取优化注水措施。以井组为研究对象，按照原始地质储量进行分层配注，并在动态跟踪的基础上进行调整，降低聚窜方向的注入量，协调井组间矛盾，扩大聚合物溶液在平面上的波及。

3.3 实施全过程调剖，抑制含水回升

图5 注聚前后各油组吸入量变化及配注需求对比

锦州油田纵向平面非均质性较为严重，经过注入水的长期冲刷，进入中高含水期后，纵向段内层间矛盾更加突出，平面上存在高渗流通道。聚合物溶液的注入也是一种“天然”的示踪剂，在初期通过跟踪采油井产聚浓度变化及与周边采油井进行对比，容易识别聚窜的发生，通过生产测井等手段，准确找到聚窜井以及聚窜层位，及时治理，降低聚合物溶液的低效循环。后期聚合物通道逐步形成，波及体积继续扩大，聚合物扩大波及体积的效果逐步减弱，此时开展调剖措施，可以进一步扩大聚合物溶液的波及，控制含水上升。2009年至2011年，锦州油田共实施单井组调剖4井次，2011～2012年实施了8井次的整体调剖措施，有效地控制了产油递减及含水上升。

3.4 开展提液措施，扩大化学驱效果

锦州油田为常规中粘原油层状砂岩油藏，进入中高含水期后，适合开展提液措施以达到单井増油效果。锦州油田于2007年开始小规模提液试验，摸索规律，总结经验。对于动液面高、沉没度大、地层能量充足、生产压差小、完井条件好且无出砂史的采油井进行提液是可行的。2010年采取大幅度的提液措施，提液量可达原产液量的1倍以上，生产压差增加2～3 MPa，当年提液量占聚驱见效井増油的四分之一。