渤海聚驱油田聚合物堵塞对产液影响分析及改善措施研究

李 芳，魏 俊，王晓超

(中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司 天津300452)

应用技术

渤海聚驱油田聚合物堵塞对产液影响分析及改善措施研究

李 芳，魏 俊，王晓超

(中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司 天津300452)

聚合物驱油技术作为稠油油田开发稳产或增产的重要手段之一，在国内外陆上油田已取得了广泛应用。为了探索聚合物驱油技术在海上稠油油田应用的可行性，渤海油田在 3个油田实施聚合物驱开发模式，历经 12年，共有44口注聚井，179口受益井，取得了明显的聚合物驱增油降水效果。但是，在聚合物驱开发过程中，部分受益井产液量下降，大大影响了聚驱油田的开发效果。通过分析，发现主要原因为聚合物在油井近井地带产生堵塞，造成泵效降低，经过相应治理措施后效果明显，为后期聚驱油井的开发提供了参考依据。

渤海油田 聚合物驱 地层堵塞 泵效降低 产液量下降

0 引 言

聚合物驱油技术作为一种改善油水流度比，提高注水波及系数的有效方法已在许多油田大规模推广应用。但随着该技术的深入应用，出现的诸如堵塞、[1-5]产出水处理等问题也引起了各个油田的关注，特别是聚合物堵塞会影响后续聚合物的有效深入，严重时会导致油井产液量大幅下降甚至不产液，从而造成产油量较低，聚驱增油效果不明显。同时，随着油井含水的下降，见聚浓度的增加，产出液的成分发生了变化，产出液中的聚合物易携带地层中的颗粒运移，在井筒中产生堵塞，对油井的管柱及泵的工作环境产生影响，造成了泵效率低、事故率高，[6]使油井产液能力下降。

针对油田产液下降的现象，本文从地层能量、产出聚合物特征两个方面排查原因，通过措施后的效果推断聚驱油田产液下降的原因，为后期聚驱受益油井的治理提供了参考依据。

1 油田概况

1.1 油藏概况

渤海目前共有3个注聚油田(见图1)，油田储层孔隙度主要分布在 27%,～35%,之间，渗透率主要为 1,000～4,000,mD，储层具有高孔、高渗的储集物性特征，原油地层粘度为 13.9～176.3,mPa·s。

图1 渤海聚驱油田分布图Fig.1 Distribution of polymer flooding in Bohai oilfields

1.2 实施概况

渤海 3个油田均采用单井注聚-井组注聚-全油田注聚的开发模式，自2003年S油田开始注聚，至今已有12年，共有44口注聚井，179口受益井，取得了明显的聚合物驱增油降水效果。目前S油田与J油田都出现了产液量下降的现象，聚驱效果变差。

S油田Ⅱ期2011年开始注聚，共4口注聚井、32口受益井。注聚半年多后，2011—2013年产液量呈下降趋势，含水上升趋势得到抑制，保持平稳，但产油量较低，聚驱增油效果不明显。2013年调整井投产油田后总体产液量有所回升(见图2)。

图2 S油田Ⅱ期生产曲线Fig.2 Production curve of S Oilfield PhaseⅡ

J油田 2007年开始注聚，2010年开始注二元，目前共8口注聚井、31口受益井。2008年6月开始有降水增油效果，聚驱效果明显。2011年开始二元复合驱，整个复合驱井组含水保持平稳，2013年2月左右，井组产液下降，影响复合驱效果观察，目前含水有回升趋势(见图3)。

图3 J油田受益井组生产曲线Fig.3 Production curve of J Oilfield effective well group

2 产液下降原因分析

通过调研，聚驱油田产液下降主要受地层能量、地层堵塞及泵效影响，下面主要从这4个方面开展S油田与 J油田产液下降原因分析。

2.1 地层能量分析

S油田Ⅱ期自 2006年以来油藏压力保持较好(该地区基准面处原始地层压力为14.28,Mpa，原始饱和压力为12,MPa。静压测试资料显示，基准面处压力从2005年的11.5,MPa左右上升到 2012年11月的 13.3,MPa左右)，地层能量比较充足(见图4)。

图4 S油田Ⅱ期静压测试曲线Fig.4 Hydrostatic testing curve of S Oilfield PhaseⅡ

S油田Ⅱ期自2006年以来累计注采比逐渐上升，从2011年7月至今均大于1，目前注采比为1.05，气油比在40左右。

J油田历年静压测试资料显示，2007年开始地层压力逐渐上升，目前地层能量为 14,MPa，地层能量较为充足(见图5)。复合驱井组累计注采比为0.91，生产气油比一直为70。

图5 J油田西区静压测试曲线Fig.5 Hydrostatic testing curve of J Oilfield western zone

2.2 地层聚合物堵塞分析

S油田Ⅱ期D、E平台产聚浓度平均为150,mg/L，F平台产聚浓度平均为 50,mg/L，不同聚驱井组产聚浓度差异较大。D平台受益井中D23、D28井产聚浓度最高，且持续见到聚合物产出，F平台受益井中F2、F7、F12井产聚浓度最高，且持续见到聚合物产出(见图6、7)。

图6 S油田D、E平台产聚浓度曲线Fig.6 Polymer concentration curve of S Oilfield D&E p latforms

图7 S油田F平台产聚浓度曲线Fig.7 Polymer concentration curve of S Oilfield F platform

通过比较 SZ36-1油田Ⅱ期产出聚合物浓度与产液下降的时间关系可以看出，受益油井呈现出“见聚后液量下降”特征(见表1)。

表1 S油田见聚与液量下降时间对比表Tab.1 Com parison tabulation of S Oilfield polymer disp lay and flow decrease tim e scale

以D23井为例，该井是两口注聚井D27、D29井周边的一线受益井，2010年10月D27、D29井开始注聚，2011年10月D23井见聚，产聚浓度较高，为注入浓度的 10%,(见图 8)。见聚后，产液量开始不断下降。D23井注聚后，流压开始下降(见图9)，从而得知这些井在大的生产压差下产液量却较低，因此怀疑地层存在堵塞。

图8 D23井产聚浓度曲线Fig.8 Polymer concentration curve of D23 Well

图9 D23井井底流压变化曲线Fig.9 Flow pressure variance curve of D23 W ell bottom

图10 J油田产聚浓度曲线Fig.10 Polymer concentration curve of J Oilfield

2.3 泵堵塞分析

J油田产聚浓度比其他海上注聚油田高，平均为300,mg/L，且均持续有高浓度聚合物产出(见图 10)。由于采出液中有聚合物存在，井筒中液体粘度增大，使得抽油泵阀开启、关闭滞后，造成泵效下降。产出液的浓度越大，对泵工况的影响越大。

现场检泵发现，泵吸入口有大量堵塞物，实验检测该堵塞物主要是聚合物及油砂，推断聚合物易携带颗粒运移，造成地层出砂，对泵工况的影响也较大。

可以看出，聚驱油田的地层能量保持较好，产液下降的原因主要是聚合物产出浓度较高，且易携带颗粒运移。伴随着聚合物的产出，聚合物吸附、沉淀、溶解不均等现象易堵塞地层，造成地层出砂，在井筒中影响泵效。

3 改善措施分析

3.1 聚合物解堵

S油田Ⅱ期针对产液下降的井进行了酸化解堵作业，2013年9月21日注入解堵剂对D23井进行解堵。施工措施为：注防水伤害前置液，对近井地带有机堵塞进行解堵，解除近井地带有机污染。2013年9月25日启泵生产。解堵前产液量为104,m3/d，产油量为23,m3/d，含水率为78%,，解堵后产液量为 159.6,m3/d，产油量为 54.3,m3/d，含水率为 66%,，可见解堵后产液量大幅上升，产油量上升，含水率下降，效果明显(见图 11)。分析认为，D23井附近地层为高孔高渗储层，高粘稠油胶质沥青质含量高，易发生乳化伤害，聚合物在生产过程易产生堵塞，影响聚驱效果。建议下步针对S油田的聚合物体系进行解堵研究，适时提液以增强效果。

图11 D23井生产曲线Fig.11 Production curve of D23 Well

3.2 检泵作业

J油田针对产液下降的井进行了检/换泵作业，从产聚浓度曲线可知，W 5-2、W 5-5、W 8-5、W 8-5井产聚浓度均高于油田平均产聚浓度，检泵后产液上升明显(见表2)。

表2 J油田检泵措施前后对比表Tab.2 Com parison tabulation of J Oilfield before and after taking pum p inspection measures

图12 W 5-5井生产曲线Fig.12 Production curve of W 5-5 W ell

以W 5-5井为例，该井2012年开始出现产液量大幅下降，产油随之下降，影响了复合驱效果。2014年2月，该井进行换泵作业，换泵后产液由106,m3/d上升至257,m3/d左右，产油由24,m3/d上升至50,m3/d左右，含水上升4%,，换泵效果明显，产液大幅上升，产油也上升明显(见图 12)。可见，J油田高浓度聚合物产出对该油田泵效影响较大，建议缩短检/换泵周期，制定合理的泵工作制度。

4 结 语

目前渤海 3个注聚油田均取得了较好的聚驱效果，净增油超过 300万 m3，但随着聚合物的产出，出现了产液下降的问题，聚驱效果变差，主要原因是聚合物堵塞地层及泵效受到影响。在聚合物驱过程中，由于聚合物在地下建立了一定的渗流阻力，造成储层连通性相对变差，且聚合物在近井地带造成堵塞，导致油井产液量降低，聚驱效果变差，建议适时实施酸化措施，配合注采结构调整可加强效果。油井聚驱见效后，含水降低以及产出聚合物浓度增加使得井筒内采出液成分发生变化，井筒内的液体粘度增大，使得泵效降低，产液下降，建议检/换泵作业保持油井原有产能，加强聚驱效果。■

［1］ 刘瑜莉，吴保先，王国兴，等. 聚合物驱油井堵塞原因及改造技术探讨[J]. 河南石油，2003(17)：57-58.

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Study on the Polymer Plugging Im pact on Liquid Production and Im provement M easures in Bohai Polymer Flooding Oilfields

LI Fang，WEI Jun，WANG Xiaochao
(CNOOC EnerTech-Drilling & Production Co.，Tianjin 300452，China)

As one of the most important technology for the development of heavy oil reservoirs，polymer flooding is w idely used in onshore oilfields both at home and abroad．In order to explore the application feasibility of polymer flooding technology in offshore heavy oil fields，three reservoirs in Bohai oilfields have implemented the polymer flooding development mode．For 12 years，the technology has gained obvious effects，w ith oil production increasing and water cut decreasing in 44 polymer injection wells and 179 oil wells．However，oil production decreasing happened in some oil wells，influencing the effect of polymer flooding．The main reasons were the formation plugging and lower pump efficiency caused by the polymer．After taking corresponding control measures，the problems have been well solved．The results can provide reference and technical support for the polymer flooding application in offshore oilfields.

Bohai oilfields；polymer flooding；formation plugging；low pump efficiency；production decreasing

TE341

：A

：1006-8945(2015)10-0036-05

2015-09-09