渤海L油田早期聚合物驅(qū)生產(chǎn)動態(tài)特征分析

王天慧，李 芳，王錦林，王宏申，沈 思，吳慎渠，魏 俊，臧春艷

(1. 中海石油(中國)有限公司秦皇島32-6作業(yè)公司 天津300461；2. 中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司 天津300452)

科學(xué)觀察

渤海L油田早期聚合物驅(qū)生產(chǎn)動態(tài)特征分析

王天慧1，李 芳2，王錦林2，王宏申2，沈 思2，吳慎渠2，魏 俊2，臧春艷2

(1. 中海石油(中國)有限公司秦皇島32-6作業(yè)公司 天津300461；2. 中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司 天津300452)

通過對L油田長期的注聚跟蹤分析研究，總結(jié)了海上油田早期注聚開發(fā)過程中的一系列動態(tài)生產(chǎn)特征，以此為基礎(chǔ)，進一步剖析了影響油田聚驅(qū)效果的主要因素，以期為油田今后的調(diào)整以及早期注聚在海上油田的工業(yè)化應(yīng)用提供一定的指導(dǎo)。

早期注聚 視吸水指數(shù) 阻力系數(shù) 注聚壓力 聚驅(qū)效果

0 引 言

海洋石油的開采，資金技術(shù)密集，風險大，開采周期需要盡量縮短，以便在最短的時間內(nèi)獲得最大的效益回報。基于此，我國海上油田在多年前就提出了模糊一、二、三次采油界限的高效開發(fā)新模式，[1]即在投產(chǎn)初期盡可能地提高采油速度，延長高速開發(fā)的時間，以達到最大采收率。L油田作為渤海海域?qū)嵤┰缙谧⒕坶_發(fā)的油田之一，在實際工程實施過程中有諸多值得借鑒的地方。

1 基本情況

1.1 區(qū)域概況

L油田位于渤海遼東灣海域遼西低凸起的中南端，東北距綏中36-1油田中心平臺約24,km，西北距綏中市約65,km。

油田平面上劃分為兩個區(qū)塊，[2]主體區(qū)塊為L區(qū)塊，區(qū)域西側(cè)為遼西 1號斷層，東側(cè)呈緩坡向遼西凹陷過渡，構(gòu)造屬于在古潛山背景上發(fā)育起來的受遼西1號斷層控制的斷裂半背斜，在油田范圍內(nèi)發(fā)育多條次級斷層，其走向與遼西1號斷層基本一致。

區(qū)塊主要含油層系為東營組東二下段，含油層段共分為 5個油組，其中二、三油組為主力油組。儲層物性為高孔、中-高滲，油氣藏類型屬于在縱向上存在多個流體系統(tǒng)、受巖性影響的構(gòu)造層狀油氣藏。

1.2 注聚概況

L油田于2005年1月投產(chǎn)，2006年3月開始在A23井組進行注聚先導(dǎo)性試驗，2007年 4月按開發(fā)方案的規(guī)劃，注聚作業(yè)逐步拓展到 A01、A05、A10、A18,m井組，2009年1月對A14井轉(zhuǎn)注聚標志著油田進入全面注聚開采階段。注聚區(qū)域井位圖如圖 1所示。

圖1 注聚區(qū)域井位示意圖Fig.1 Well locations in the polymer injection area

截至 2009年 7月，油田共有注聚井 6口，受益生產(chǎn)井 13口；注聚井組累計注液量 389.0×104,m3，其中注聚合物母液 87.1×104,m3，注水 301.9×104,m3；累計干粉用量 4,567.1,t，交聯(lián)劑用量 611.1,t；注聚井組累計產(chǎn)油472.0×104,m3，綜合含水率41%。

2 常規(guī)動態(tài)特征

海上油田的早期注聚開采與陸地油田聚驅(qū)開發(fā)在提高采收率機理等本質(zhì)問題上是相同的，因此，L油田注聚過程中首先表現(xiàn)為一般性的常規(guī)聚驅(qū)動態(tài)特征。

2.1 注聚井

2.1.1 視吸水指數(shù)

注入井由注水轉(zhuǎn)注聚后，由于聚合物增加了驅(qū)替相粘度，表現(xiàn)出注入壓力升高，阻力系數(shù)增大，視吸水指數(shù)降低等動態(tài)特征。如表 1所示為 L油田注聚前后壓力及視吸水指數(shù)的對比，由表可知，聚合物在地層中起到了明顯的增粘、降滲作用。

2.1.2 霍爾曲線

油田注聚后，因注入壓力攀升，阻力系數(shù)增大，注聚井霍爾曲線的聚驅(qū)階段斜率大于水驅(qū)斜率，阻力系數(shù)大于1。[3-4]圖2所示為A01井的霍爾曲線，該井阻力系數(shù)為2.9，表明注聚有效。

表1 注聚前后注入指標對比統(tǒng)計表Tab.1 Contrast of indexes pre and post polymer injection

2.1.3 吸水剖面

注聚后聚合物溶液首先進入滲流阻力較低的高滲層，導(dǎo)致高滲層滲流阻力不斷增加，吸水能力下降。當滲流阻力高于中低滲透層的滲流阻力時，中低滲透層開始吸水，從而使縱向矛盾得到改善。圖 3所示為 A05井注聚前后所測的吸水剖面，從資料分析看，注聚后，該井縱向非均質(zhì)性得到了明顯改善。

圖2 A01井注入霍爾曲線Fig.2 Hall curve of A01 well injection

圖3 A05井注聚前后吸水剖面對比Fig.3 Contrast of water injection profile pre and post A05 well polymer injection

2.2 生產(chǎn)井

油田部分受益生產(chǎn)井注聚見效，表現(xiàn)出明顯的降水增油特性。A12井是較為典型的注聚受益井，如圖 4所示，該井 2007—2008年間，平均日產(chǎn)油量由342.6,m3/d增加到 412.5,m3/d，含水由 31.3%降至21.5%，注聚降水增油效果明顯。

圖4 A12井生產(chǎn)動態(tài)曲線Fig.4 Dynamic curve of A12 well’s production performance

3 早期注聚動態(tài)特征

與陸地油田的常規(guī)聚驅(qū)相比，L油田在投產(chǎn)后僅1～2年時間內(nèi)就開始了全面轉(zhuǎn)注聚作業(yè)，油田仍處于“生命力”旺盛的階段，油井多處于無水或是中低含水期，地層壓降幅度相對較小，聚驅(qū)過程中表現(xiàn)出與常規(guī)聚驅(qū)不一樣的動態(tài)特征。

3.1 注聚壓力攀升速度快、幅度大

圖5為A23井2006年3月注聚前后注入壓力、注液量變化曲線，該井2005年11月轉(zhuǎn)注水，2006年3月即轉(zhuǎn)為注聚，注水僅僅持續(xù)了 4個月，注入壓力還未完全波及到油藏深部，注入壓力低；轉(zhuǎn)注聚后，由于聚合物溶液的高粘性，注入壓力在1個月的時間內(nèi)即由 0.9,MPa攀升到了 6.6,MPa，注入壓力表現(xiàn)為攀升速度快、升高幅度大等特點。

圖5 A23井注聚前后注入?yún)?shù)變化Fig.5 Parameter variation of A23 well pre and post polymer injection

3.2 近井地帶易發(fā)生聚合物淤積

與普通聚驅(qū)相比，早期注聚縮短了常規(guī)注水的時間，注入井附近油藏孔隙通道未經(jīng)過長時間的注水沖刷，轉(zhuǎn)為高粘的聚合物溶液驅(qū)替后，近井地帶的油藏極易發(fā)生聚合物的淤積堵塞，進一步加劇了注聚壓力的攀升。L油田注聚過程中，各注聚井均存在不同程度的近井地帶聚合物淤積，為保證正常注聚作業(yè)的進行，曾多次采取酸化解堵措施。

3.3 生產(chǎn)井穩(wěn)油穩(wěn)水效果明顯

早期注聚油田最明顯的特征是生產(chǎn)井仍處于中低含水期，轉(zhuǎn)注聚后，大部分受益井不能如常規(guī)聚驅(qū)油田一般表現(xiàn)出明顯的降水增油特征。

L油田 13口注聚受益井中，僅有4口油井在其他措施的帶動下表現(xiàn)出明顯的增油效果，其余大部分油井生產(chǎn)穩(wěn)定，產(chǎn)油量、含水率在相當長的一段時期內(nèi)波動幅度小，注聚效果表現(xiàn)為穩(wěn)油控水，而非降水增油。

以 A11井為例，如圖 6所示，該井在 A23井2006年 3月轉(zhuǎn)注聚后，長期表現(xiàn)出穩(wěn)定生產(chǎn)動態(tài)特征，聚合物溶液在一定程度上延緩了含水的攀升，但定量判斷其效果較為困難。

圖6 A11井生產(chǎn)動態(tài)曲線Fig.6 Dynamic curve of A12 well’s production performance

4 影響因素分析

截至2009年12月，L油田13口注聚受益井中，見效見聚井2口，見效未見聚井4口，未見效井7口。影響生產(chǎn)井注聚見效的因素是多方面的，分析認為，如下因素所占權(quán)重相對較大。

4.1 沉積相

注入井與生產(chǎn)井處于同一分流河道上，井間存在大孔道，非均質(zhì)性強，導(dǎo)致自注水階段開始，注入水就沿高滲通道突進，生產(chǎn)井含水大幅攀升，注聚效果不明顯。圖7所示為區(qū)域內(nèi)沉積相分布示意簡圖。

較為典型的如 A16井，生產(chǎn)曲線參見圖 8，該井2006年 2月見水后，含水大幅攀升，2007年 4月對應(yīng)注入井 A10井轉(zhuǎn)注聚，但未能改變該井產(chǎn)油量降低、含水攀升的趨勢。

圖7 區(qū)域沉積相分布示意簡圖Fig.7 Schematic diagram of the distribution of regional sedimentary facies

圖8 A16井生產(chǎn)動態(tài)曲線Fig.8 Dynamic curve of A16 well’s production performance

4.2 底水

部分受益井受底水影響嚴重。以A20井為例，該井 II油組 4小層以下為底水，投產(chǎn)后不久即出現(xiàn)底水錐進的現(xiàn)象，油井長期處于高含水期，注聚效果受到影響。

4.3 井間互擾

A11、A16井處在同一井網(wǎng)內(nèi)，與注聚井 A10井存在大孔道，A10井注入液向兩口井方向均有所突進，從圖8所示的A16井生產(chǎn)動態(tài)曲線上可以看到，2007年11月A11井換管柱停產(chǎn)期間，A16井含水大幅攀升。

5 結(jié)論及建議

①L油田采用早期注聚的高效開發(fā)新模式，聚驅(qū)過程中，既表現(xiàn)出視吸水指數(shù)降低、阻力系數(shù)增大等一般性動態(tài)生產(chǎn)特征，也存在注聚壓力增幅大，生產(chǎn)井穩(wěn)油、穩(wěn)水特征明顯等有別于常規(guī)聚驅(qū)的動態(tài)生產(chǎn)特征，對這些特征的分析，將有助于深入了解聚驅(qū)效果，為下一步措施提供依據(jù)；②早期注聚階段，油井多處于中低含水期，與常規(guī)聚驅(qū)相比，降水增油的動態(tài)特征表現(xiàn)不明顯，注聚見效程度評判困難；③注聚井注入壓力攀升幅度大等早期注聚的動態(tài)生產(chǎn)特征，對注聚井酸化解堵等增產(chǎn)措施提出了更高的要求；④早期注聚在一定程度上有效提高了油田整體采收率，縮短了開采周期，但應(yīng)該認識到，正是因為聚驅(qū)開始時間早，油田整體注采井網(wǎng)完善程度相對較差，而油井動態(tài)生產(chǎn)特征遠不如水驅(qū)階段表現(xiàn)明顯，聚驅(qū)開發(fā)過程中，更有必要對井網(wǎng)進行一定程度的調(diào)整。

［1］ 周守為. 海上稠油高效開發(fā)新模式研究及應(yīng)用[J]. 西南石油大學(xué)學(xué)報，2007，29(5)：1-4.

［2］ 王宏申，石勇，周亞利，等. 旅大10-1油田早期注聚可行性研究[J]. 海洋石油，2006，26(3)：40-45.

［3］ 高淑玲，邵振波，顧根深. 霍爾曲線在聚驅(qū)過程中的應(yīng)用[J]. 大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，2007，26(3)：119-121.

［4］ 岳湘安，王尤富，王克亮. 提高石油采收率基礎(chǔ)[M].北京：石油工業(yè)出版社，2007：126-127.

Production Performance Characteristics of Early Polymer Flooding in L-Oilfield in Bohai

WANG Tianhui1，LI Fang2，WANG Jinlin2，WANG Hongshen2，SHEN Si2，WU Shenqu2，WEI Jun2，ZANG Chunyan2
(1. CNOOC Qinhuangdao 32-6 Operating Company，Tianjin 300461，China；2. Engineering Technology Company of CNOOC Energy Technology & Services Limited，Tianjin 300452，China)

Through long-term tracking，analyses and studies on polymer injection in L-Oilfield，a series of dynamic features of offshore oilfield exploration during the process of early polymer injection were summarized. Then，main factors influencing the polymer flooding effect were analyzed，aiming to provide some guidance to future oil adjustment and the industrial application of early polymer injection in offshore oilfields.

early polymer injection；apparent injectivity index；resistance coefficient；polymer injection pressure；polymer flooding effect

TE357.4

A

1006-8945(2014)07-0007-04

2014-06-06