渤海油田早期注聚特征分析及优化调整技术研究<br/>——以S油田为例

渤海油田早期注聚特征分析及优化调整技术研究
——以S油田为例

2018-05-23张国浩,王刚,刘斌等

石油地质与工程 2018年2期

聚合物驱是作为水驱后进一步提高采收率的关键技术，已经在我国的老油田实现了大规模的工业化应用，为老油田控水稳油、持续稳产做出了重要贡献[1]。海上平台生产寿命有限（一般是25年左右），如何在有限的时间内尽可能采出更多的油、提高采出程度是海上油田高效开发的关键。在海上油田模糊二三次采油界限理论指导下[2]，渤海油田在三个油田分别开展了不同含水阶段的聚合物驱矿场试验。

1 S油田注聚概况

渤海S油田属于在纵、横向上存在多个油气水系统的构造层状油气藏，覆压渗透率平均 2 000×10–3μm2，原油性质以高黏度为主，地层原油黏度50～250 mPa·s，地层水矿化度6 540 mg/L。该油田属于高渗、高黏、高矿化度油藏。根据类比研究，S油田的静态参数基本在陆地油田聚合物筛选标准范围内，比较适合聚合物驱。

注聚区主要分三套层系（Ⅰ上、Ⅰ下、Ⅱ油组），分注合采，注聚试验初期是反九点法注水井网，井距350 m。加密调整后转为行列注采井网，生产井井距175 m，注采井距350 m。截至目前，Ⅰ期注聚区采油速度2.0%，采出程度33.7%，综合含水72.9%。

2 早期聚合物驱动态特征

2.1 注入特征

聚合物增大了注入水的黏度，减小流度比，导致流体在地层中的渗流阻力增大，注入压力迅速上升。注入压力的变化是聚合物驱过程中最早显现的一个特征。S油田的注聚井呈现典型的聚合物驱注入特征，即：与注聚前水驱相比，注入压力上升、注入能力下降、阻力系数增加、吸水剖面得到一定的改善（图1）等。注入压力平均上升1.4 MPa，视吸水指数下降幅度平均24.2%，阻力系数1.4。与陆地油田相比，绥中36–1油田部分注聚井注入压力上升幅度较大，主要的原因是地下原油黏度高、井距大。从注入井评价来看，注聚见到了一定的效果。

图1 S油田A28井注聚前后吸水剖面对比

2.2 产出特征

2.2.1 见效特征

根据陆地油田聚合物驱开发效果，聚合物驱实施后油井见效呈现出与水驱显著不同的3方面采出特征：第一，含水大幅度下降，产油量显著增加；第二，产液能力大幅下降；第三，动态测试资料反映一定的聚驱特征。

由于注聚时机（S油田开始注聚时综合含水60%～70%）与陆地油田（多为综合含水在90%左右开始注聚）不同，S油田的采出特征与陆地油田有较大差异。从整体上看，区块含水率变化不存在典型的下降漏斗，但趋于稳定（图2），表现为明显稳油控水特征。从全区截取特征模型，对不同注聚时机的注聚过程进行了模拟，总结了含水率变化规律。对比结果表明：①含水率曲线形态受注聚时机影响明显，分为有下降漏斗和无下降漏斗两种情况；②注聚时机越晚，含水下降漏斗越明显；注聚时机为含水60%时，会出现较小的下降漏斗；此后，随着注聚时机的延迟，含水下降漏斗越来越明显。

图2 S油田注聚区老井生产曲线

对于单井来说，含水率变化曲线受注聚时机的影响存在漏斗型和无漏斗型2种情况，含水率下降漏斗就不能作为判断注聚见效以及确定见效时间的唯一标准了[3–4]。针对以上现象，综合了动态法、水驱特征曲线法、数值模拟法等多种方法，判断了不同注聚时机下新井及老井的见效时间点（表1）。对注聚区24口注入井的一线受益井93口的见效情况进行了统计，见效井80口，见效率达到86%。未见效井主要原因有水聚同驱干扰、受效距离远、断层遮挡、边部边水影响、储层物性差、连通性差等。

表1 不同注聚时机时新井及老井见效时间判断方法

2.2.2 产聚特征

依据S油田矿场数据，统计并分析了93口井的见聚时间、产聚峰值时间及产聚峰值浓度，S油田一般在注聚10～17个月之后见聚，随着聚合物的不断注入，产聚浓度逐渐增大；30～40个月之后产聚浓度达到峰值，峰值浓度为70～180 mg/L，区块之间差别明显。老井的见聚及产聚峰值时间一般都大于加密井，产聚浓度峰值低于加密井。

区块见聚特征受多种因素的影响，包括油藏参数、聚合物性质参数、注入参数等[5]。注聚段塞尺寸大的区域，产聚浓度相对较高。试验区的注聚段塞尺寸已到0.516 PV，周边受效油井产聚浓度明显比其他区域高。注采井距越小，聚合物段塞推进到受效井时间越短，见聚时间较早；注采井距越大，聚合物段塞推进到受效井时间越长，见聚时间较晚。加密前老井井距为350 m×350 m，加密后井距变为175 m×350 m，老井见聚时间比加密井见聚时间晚，产聚浓度相对较低。

2.2.3 产出流体性质变化

受效井组产出的油气水分析表现出两个特点：产出原油的重质成分增大；产出水矿化度出现下降。产出原油的重质成分增大说明聚驱扩大了波及体积。聚驱后产出了更多的地层水，由于地层水矿化度更低，所以聚驱受效井的产出水矿化度有所下降，进一步说明了聚驱有效扩大了波及体积。

3 优化调整的主要做法及效率

3.1 加强注聚方案的动态跟踪及优化调整

聚合物驱初期，加强动态跟踪及方案优化调整尤为重要。动态跟踪主要包括注聚井注入浓度、注入压力、配注量、聚合物溶液性质、油井聚合物产出浓度、产吸剖面等内容[6]。为保证注聚效果而提高配注量、近井地带堵塞等原因造成的注入压力高的注聚井，采取了酸化解堵技术、分层注入技术等，2008年实施扩大注聚以来，已实施酸化解堵70井次，增注效果明显。注聚实施过程中及时采取监测注聚浓度、改进配注方法及工艺、加强注入水质监控等措施，确保了聚合物井口的有效黏度。

聚合物驱实施过程中，实施了加密调整后注聚方案及时优化调整。2010—2014年，为了进一步挖潜井间剩余油，S油田Ⅰ期实施了加密调整。2012—2015年，及时开展了注聚方案的优化调整。目前的注入参数是以区块为单位实施优化的，但随着油田的开发，各注聚井区的含水、产油等出现较大差异。考虑单井差异，后期必须以注聚井为中心，开展一井一策研究，及时优化调整注入浓度，精细管理注聚井。

3.2 全面分注及全过程调剖，改善注聚纵向波及

聚合物溶液对于改善层间非均质性作用有限，整体层间矛盾依然没有得到根本改善，主要吸水层仍然是主要吸聚层[6]。S油田储层纵向平面上非均质性强，层间差异大。针对以上特点，有必要开展分层注聚措施，改善注入剖面的同时提高聚合物的有效利用率。因此，聚驱实施过程中，对计划转注聚的井采用地面控制双管分注工艺提前开展换管柱作业。目前24口井注聚井已实现全面分注。以A23井组为例，2011年注聚井A23实施调剖（图3），调整注入剖面后井组单井平均含水率下降8%～10%，单井平均日增油25 m3。2016年共实施4井次调剖，受益井含水率降低4%，累计增油1.72×104m3。

图3 调整注入剖面后受效井生产曲线

3.3 优化调整产液结构，改善平面波及

注聚初期油井大多表现出含水、采液指数下降等特征，造成油井产液量大幅下降[7]，增油幅度有限，同时聚合物推进速度也变慢，不利于聚合物段塞形成。对于早期注聚油田，在注聚初期提液可起到三方面作用，一是能够减缓因产液量下降较大而导致产油量下降的趋势；二是可以加速聚合物推进速度，促进聚合物段塞形成，具有引效作用；三是通过放大生产压差，提高相对较差储层的动用程度，降水增油[8–11]。以 A26 井区为例，2009–12—2010–2，该井区的三口生产井A25、A26、A27井位于注聚中心区，含水率在80%左右，采取大泵提液措施后，平均日产液量由200 m3增加到600 m3，日产油量大幅上升，平均日增油100 m3，含水率平均降低10%，注聚效果得到进一步增强。通过数值模拟研究显示，A26井区提液后扩大了驱替范围，使平面及纵向未动用或者较少动用的储层得到动用。