海上油田早期弱凝胶驱矿场见效规律及效果评价

王旭东 杨俊茹 康晓东 梁 丹 林春阳 王 华

(1. 海洋石油高效开发国家重点实验室， 北京 100028； 2. 中海油研究总院， 北京 100028)



海上油田早期弱凝胶驱矿场见效规律及效果评价

王旭东1,2杨俊茹1,2康晓东1,2梁 丹1,2林春阳1,2王 华1,2

(1. 海洋石油高效开发国家重点实验室， 北京 100028； 2. 中海油研究总院， 北京 100028)

针对L油田进行早期弱凝胶驱见效规律和效果评价。注采动态分析显示，弱凝胶驱时受效井含水越低，含水漏斗越不明显,且注入端吸水指数降幅、压力上升值和渗流阻力也越大。将整体技术和经济效果分析结果与其他化学驱油田进行类比，可知L油田早期弱凝胶驱开发效果较好。

海上油田；早期弱凝胶驱；见效规律；效果评价

海上油田开发具有高投入、高风险的特点，为了在有限的平台设施寿命期内尽快收回投资，必须在短时间内提高采油量。海洋石油工作者多年前就提出了“早期注水、注水即注聚、注水与注聚相结合”的化学驱高效开发新模式，即打破1、2、3次采油界限，缩短油田开发年限，并尽可能地在油田开发初期保持较高的采油速度[1-2]。在此思想和模式指导下[3-4]，渤海L油田于2006年率先开展了单井早期弱凝胶驱矿场试验，于2007年在L油田全面实现了弱凝胶驱。本次研究将结合开发实践情况，分析早期弱凝胶驱的见效规律，评价实施效果，以期为同类油田开发提供经验借鉴。

1 油田弱凝胶驱概况

L油田位于渤海辽东湾海域，是在古潜山背景上发育起来的断裂半背斜构造油田，地层倾角3°～6.7°。油田主要含油层系为古近系东营组东二下段，主力油组为二、三油组，储层主要发育辫状河三角洲前缘亚相沉积砂体，水下分流河道发育充分[5]，非均质性较强。储层属高孔、中高渗储层，孔隙度为25%～31%，渗透率为400×10-3～2 500×10-3μm2。储层温度平均约65 ℃，原始地层压力约15 MPa，油田天然能量较弱，地饱压差较小(1.57～4.48 MPa)，二油组地下原油黏度为7～19 mPa·s，原始溶解气油比约40。

2006年3月，油田开展了A23井二油组早期弱凝胶驱单井先导试验。2007年4月起，油田二油组开始全面实施弱凝胶驱(大庆高分聚合物+铬交联剂体系，聚合物质量浓度为1 000～1 600 mgL，实际聚铬比约250 ∶1)。至2009年1月，整个L油田有6口井(A01井、A05井、A10井、A14井、A23井、A18M井)开始注聚合物和交联剂。A35井于2010年8月接替A18M井转注聚。2012年6月，原方案实施结束后，开始设计二油组弱凝胶驱扩大方案。2012年12月，新增弱凝胶驱注入井A16井和A43井，按计划扩大方案将于2018年1月完成实施。从应用效果来看，单井先导试验、原方案及扩大方案实施后，在注入井和采油井应用中的评价良好。在此，对陆地和海上注聚油田及弱凝胶调驱油田的见效规律和效果评价方法进行了全面调研[6-10]，系统地研究了海上早期弱凝胶驱油田的见效规律和总体驱替效果。

2 注入端见效规律

2.1 注入压力

L油田注聚合物和交联剂的时机较早，开始实施弱凝胶驱时各井组的含水率为0～65%。与注入前相比，注入后平均压力上升2.3 MPa，见效显著。图1所示为L油田弱凝胶驱注入井井口压力变化曲线。注入压力变化规律如下：

(1) 注剂后，井口压力快速、持续上升，上升幅度较大(3.25 ～ 6.77 MPa)。如A1井、A23井弱凝胶驱时井组含水为0，而A18M井处在油藏边部，注采不完善，受断层遮挡且有可能在井筒成胶，压力释放受阻。

图1 L油田弱凝胶驱注入井井口压力变化曲线

(2) 注剂后，初期压力上升不明显，然后逐渐上升达到一定值后，基本保持平稳。如A5井、A10井、A14井、A16井、A43井，注剂时井组含水率分别为65%、37%、53%、59%、26%。

(3) 注剂后，井口压力快速上升，之后有一段下降过程，后又逐渐上升。如A35井，注剂时含水率为55%，其变化受到注聚时酸化的影响。

2.2 吸水指数

注入聚合物和交联剂后，各井视吸水指数比起注水阶段均有所降低。注聚初期视吸水指数降幅为-12.5%～76.7%，平均降幅为27.3%。其中，注聚时含水率为0的A23井和A1井视吸水指数下降幅度较大，分别为65.6%和76.7%；A5井、A14井、A16井视吸水指数下降幅度中等；A35井初期视吸水指数下降幅度不大，随后有所加大；A10井、A43井视吸水指数没有下降。从视吸水指数可以看出，注聚时含水越低的井组，其视吸水指数降幅越大，与注聚井区注采关系、储层及井筒状况有关。

2.3 Hall曲线

注入聚合物和交联剂后，因形成可流动凝胶，所以地层流体的流动阻力系数会增大。在Hall曲线上，弱凝胶驱阶段的斜率上升，阻力系数大于1。但该油田实施弱凝胶驱的时机较早，部分井还未建立起稳定的水驱阶段Hall曲线。根据Hall曲线分析，A1井、A5井、A14井注入聚合物和交联剂后斜率有所上升，可据此建立起阻力系数(1.84～1.88)。A18M井为水平分支注入井，其Hall曲线斜率升幅较大，阻力系数约为6.00。A23井由于注水即注弱凝胶，无空白水驱阶段，故无法计算阻力系数，但也可根据注后压力上升情况建立起渗流阻力。A16井、A43井注入聚合物和交联剂较晚，A16井阻力系数约1.51，A43井阻力系数约1.06。从Hall曲线看出，大部分井注入端已见效。

2.4 吸水剖面

注入的聚合物和交联剂大量进入流动阻力较小的层位,并形成具有一定调剖作用的弱凝胶，故会增加高渗透层渗流阻力，并启动中低渗层，进而导致高渗层吸水量变小、中低渗层吸水量增大，使各小层吸水剖面有所改善。随着注入压力的升高和各小层的渗流阻力因弱凝胶驱而发生的不断变化，吸水剖面会不断发生新的变化，即发生新的剖面反转。吸水剖面的改善和反转正是弱凝胶驱见效的重要标志之一。图2所示为先导试验井A23井二油组各小层历次吸水剖面测试结果。

图2 先导试验井A23井二油组各小层历次吸水剖面测试结果

3 采出端见效规律及效果评价

3.1 见效时间确定

L油田二油组弱凝胶驱时机较早，在A23井进行弱凝胶驱单井先导试验时，井组不含水，整个油田二油组综合含水率约9%。全油田开始实施弱凝胶驱时，二油组含水率约28%。L油田注聚合物及交联剂时各井组含水情况如下：A1井，含水率为0；A5井，含水率为64.8%；A10井，含水率为37.4%；A14井，含水率为53.0%；A23井，含水率为0；A35井，含水率为46.2%；A18M井，含水率为28.0%；A16井，含水率为59.4%；A43井，含水率为26.2%。

矿体主要分布于花岗闪长斑岩侵入体与香夼组灰岩接触带上，共探明64个矿体，矿体呈脉状、透镜状、似层状、囊状，主矿体向下700m仍为封闭[12]。矿化具有明显的分带现象，垂向上由浅部向深部，平面上由外部向内部，依次为矽卡岩铅锌矿带、矽卡岩-斑岩铜硫矿带、斑岩铜钼矿带。矿石主要包括矽卡岩型和绢英岩化斑岩型两类，矿石主要呈浸染状、细脉浸染状、块状及条带状构造。围岩蚀变自岩体内部向外围蚀变类型依次为：硅化、绢云母化、钾化→矽卡岩化→绿泥石化、绿帘石化、绢云母化、碳酸盐化等。

根据标准要求，用数模法判断A1、A23井组见效时间点，用动态法判断A5、A10、A14、A35、A18M、A16、A43井组见效时间点。图3所示为A16井弱凝胶驱实际开采曲线。表1所示为 L油田各井组见效时的注聚体积。

图3 A16井弱凝胶驱实际开采曲线

表1 L油田各井组见效时的注聚体积 PV

各井组见效时，注聚合物和交联剂一般应达到0.030 PV以上，平均0.045 PV；井组见效时间为2～18月，平均见效时间为1 a 左右。

3.2 单井含水变化规律

观察8个注聚井组单井的实际含水变化，发现注聚后单井含水率存在继续上升、下降的不同情况，含水率上升速度普遍有所下降或为负值。这说明早期弱凝胶驱抑制含水上升有效。

用数值模拟法对跟踪拟合模型的弱凝胶驱和水驱开发含水率曲线进行对比，发现含水率也存在持续上升和有下降漏斗的不同情况。图4所示为A12井弱凝胶驱与水驱开发含水率对比。图5所示为A15井弱凝胶驱与水驱开发含水率对比。在受效油井低含水率时进行早期弱凝胶驱，含水率多表现为持续上升，但上升速率相对水驱较慢；在受效油井中高含水率时进行弱凝胶驱，含水率存在下降漏斗，降水效果更加明显。

8口注聚井共对应受效油井32口。根据数值模拟法和动态分析法的评价结果，可知目前已见效油井30口，单井累计增油量为0.05×104～20×104m3，平均单井累计增油量为3.86×104m3，效果较好。未见效油井为侧钻井A18S1井和新调整井C8井，主要原因在于A18S1井处于断层遮挡部位，而C8井距注聚井较远且位于边部。

图4 A12井弱凝胶驱与水驱开发含水率对比

图5 A15井弱凝胶驱与水驱开发含水率对比

将各受效油井的增油效果与产聚浓度进行对比，发现一共存在3种见效模式，这与海上完全聚驱油田有相似之处[1]。其中，见效未见聚井15口，先见效后见聚井15口，未见效未见聚井2口。单井见效时间2～53月，平均见效时间2.6a；单井见聚时间15～84月，平均见聚时间4.8 a。

3.4 全油田增油降水效果评价

在油田及单井含水、产油等指标充分跟踪拟合的基础上，用数值模拟法对8个弱凝胶驱井组油井的单井增油量进行评价。

截至2016年5月，该油田二油组8口井弱凝胶驱共消耗聚合物约18 104 t，消耗交联剂2 021 t。相对水驱开发累计增油量为115.8×104m3，提高动用储量采收率幅度4.5%，吨聚增油量为46 m3t，有效地控制了油田含水上升速度，并提高了采油速度。早期弱凝胶驱10年的整体投入产出比达到1 ∶4.2左右，经济效益显著。图6所示为L油田弱凝胶驱与水驱开发累计产油量对比。图7所示为L油田弱凝胶驱与水驱开发含水率对比。

图6 L油田弱凝胶驱与水驱开发累计产油量对比

3.5 含水与采出程度曲线规律类比

将L油田综合含水与采出程度之间的关系作图，并与标准童氏图版、陆地及海上类似化学驱油田的相关曲线进行对比。图8所示为L油田采出程度与综合含水率关系类比。可以看到，L油田早期弱凝胶驱开发在相同采出程度下的含水远低于其他化学驱油田，且可能获得更高的采收率。这说明该油田早期弱凝胶驱效果较为理想。

图8 L油田采出程度与综合含水率关系类比

4 结 语

海上油田早期弱凝胶驱矿场见效规律可从药剂注入井和受效采油井两方面进行评价。与水驱效果相比，弱凝胶驱注入井表现为井口压力上升、视吸水指数下降、Hall曲线斜率增加及吸水剖面改善或反转。对受效采油井，可用数值模拟法或动态分析法考察其含水率和增油情况，进而判定采油井是否见效。

总体上看，弱凝胶驱的井组含水越低，药剂注入井的注入压力上升值就越高，吸水指数降幅和渗流阻力也越大；井组见效时，注聚合物和交联剂平均注入量为0.045 PV，井组平均见效时间为1 a，单井平均见效时间为2.6 a，单井平均见聚时间为4.8 a。童氏曲线及化学驱油田类比表明，L油田早期弱凝胶驱开发效果较好，矿场实践比较成功。

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Response Performance and Effect Evaluation of Early Weak-Gel Flooding in Offshore Oil Field

WANGXudong1,2YANGJunru1,2KANGXiaodong1,2LIANGDan1,2LINChunyang1,2WANGHua1,2

(1.State Key Lab of Offshore Oil Exploitation, Beijing 100028, China; 2.CNOOC Research Institute, Beijing 100028, China)

This research aims to figure out the response performance and effect evaluation of early weak-gel flooding in L oilfield. Dynamic data of injection production show: for early weak-gel flooding, the lower the water cut of response production well is, the less obvious the water cut funnel become, and the bigger reduction of water injectivity index, injection pressure and seepage resistance are. Compared with other chemical flooding oilfields, the technical and economical analysis shows that early weak-gel flooding has better development effect in L oilfield.

offshore oil field; early weak-gel flooding; response performance; effect evaluation

2017-01-03

国家科技重大专项“海上油田化学驱油技术”(2016ZX05025-003)

王旭东(1986 — )，男，硕士，工程师，研究方向为化学驱提高采收率。

TE53

A

1673-1980(2017)02-0064-05