錦州油田中高含水期聚合物驅(qū)特征分析及改善措施

周鳳軍，陳建波，葛麗珍，王 剛，童凱軍，程 奇

（中海石油（中國(guó)）天津分公司勘探開發(fā)研究院，天津塘沽 300452）

1 研究區(qū)及注聚方案簡(jiǎn)介

錦州油田位于渤海遼東灣北部海域，油田構(gòu)造簡(jiǎn)單，為北東－南西向展布的狹長(zhǎng)帶狀斷裂背斜，主要含油層系為東營(yíng)組東二下段和東三段，油氣藏埋深－1570.0～－1960.0m；儲(chǔ)層主要為湖相三角洲前緣沉積的中－細(xì)粒砂巖，儲(chǔ)集物性為高孔高滲，測(cè)井滲透率1320.8×10－3μm2，孔隙度26.8%；地層原油粘度10.0～26.0mPa·s，為常規(guī)中粘原油；原始溶解氣油比31～59 m3／m3，飽和壓力12.85～15.10 MPa，地飽壓差1.75～3.82 MPa。

錦州油田1999年投產(chǎn)，采用反九點(diǎn)400 m井距面積井網(wǎng)注水開發(fā)，目前油田綜合含水為77%，年采油速度1.4%，采出程度20%。錦州油田西區(qū)儲(chǔ)層平面發(fā)育穩(wěn)定，油水井對(duì)應(yīng)關(guān)系較好，注采井網(wǎng)完善，開發(fā)層系相對(duì)合理，單層平均厚度大于2 m，聚驅(qū)控制原始地質(zhì)儲(chǔ)量約為1500×104m3。油藏流體分布相對(duì)簡(jiǎn)單，受氣頂、邊底水影響小，最終確定在整個(gè)西區(qū)8個(gè)井組全面實(shí)施聚合物驅(qū)。

油田自2007年10月第一口注聚井W6－4實(shí)施注聚，后續(xù)井分批逐步轉(zhuǎn)注，至2008年9月實(shí)現(xiàn)方案設(shè)計(jì)的8口注入井（W4－2，W4－4，W5－3S，W6－4，W6－6，W7－3，W8－4，W8－6）全部轉(zhuǎn)注聚，至此，錦州油田西區(qū)全面實(shí)施聚合物驅(qū)，如圖1所示。

圖1 錦州油田西區(qū)注聚井位圖

2 聚合物驅(qū)動(dòng)態(tài)特征［1－2］

2.1 注入井特征

（1）壓力特征：注聚井井口壓力呈現(xiàn)出“上升－平穩(wěn)－下降”的過(guò)程。從統(tǒng)計(jì)結(jié)果來(lái)看，8口注入井井口壓力變化趨勢(shì)并不一致，井口壓力上升幅度由1.1～3.4 MPa不等，平均壓力上升2.1 MPa，且部分注入井井口壓力并未上升甚至存在下降趨勢(shì)。分析主要原因是：一方面，錦州油田儲(chǔ)層非均質(zhì)性較為嚴(yán)重，利用洛倫茲法計(jì)算儲(chǔ)層非均質(zhì)系數(shù)達(dá)到0.79；另一方面，注聚前注入井井口壓力過(guò)高，平均井口注入壓力達(dá)到10 MPa，注聚前普遍采取了酸化及更換管柱措施，以增強(qiáng)注入井注入能力；另外，由于受到海上平臺(tái)空間限制，初期配置的聚合物溶液達(dá)到井口黏度損失較大，加之初期較低的注入濃度，這些因素都造成滲流阻力較小，注入井井口壓力上升幅度并不大，如表1所示。

（2）注入剖面特征：聚合物溶液的注入使驅(qū)替相的黏度增加以及聚合物溶液在巖石表面的吸附、滯留效應(yīng)，引起水相滲流能力降低。這種效應(yīng)一方面減輕了注入相的黏性指進(jìn)，提高了層內(nèi)波及系數(shù)；另一方面，降低了高滲層段的流體總流度，縮小高、低滲層段水線推進(jìn)速度差，達(dá)到了調(diào)整吸水剖面、提高層間波及系數(shù)的效果。聚合物驅(qū)機(jī)理表明，聚合物溶液注入對(duì)縱向剖面會(huì)起到改善作用。注入井注聚實(shí)施半年后，對(duì)部分注入井進(jìn)行了吸水剖面測(cè)試，測(cè)試結(jié)果顯示，錦州油田注聚前后，注入剖面改善并不明顯，甚至原高滲透層出現(xiàn)惡化的狀況。原因主要是注入初期，注入井注入濃度較低，加之平臺(tái)地面溶解、注入工藝等尚處于試注階段，難以保障井口注入黏度（注入800 mg／L時(shí)井口黏度為12 mPa·s），聚合物溶液注入速度較低，高滲層滲流阻力增加并不顯著；另一方面，儲(chǔ)層較為嚴(yán)重的非均質(zhì)性是另一重要原因，經(jīng)過(guò)長(zhǎng)期注入水的沖刷，層間矛盾更加突出，最終導(dǎo)致對(duì)注入剖面的改善作用效果較差，如圖2所示。

表1 錦州油田注入井初期注入壓力情況統(tǒng)計(jì)

圖2 W7－3井注聚前后產(chǎn)液剖面變化

2.2 采油井特征

W7－6井是錦州油田第一口見效的采油井，也是注入井對(duì)應(yīng)的井。W6－4井于2007年10月開始試注，W7－6井于2008年4月開始出現(xiàn)含水持續(xù)下降、產(chǎn)油增加的見效特征，標(biāo)志著錦州油田聚合物驅(qū)開始見到效果，如圖3所示。水驅(qū)導(dǎo)數(shù)曲線已經(jīng)廣泛應(yīng)用于渤海油田增產(chǎn)措施見效等級(jí)評(píng)價(jià)中，從聚合物驅(qū)受效采油井甲型水驅(qū)導(dǎo)數(shù)曲線中可以看出［3］，采油井出現(xiàn)持續(xù)降水増油，在導(dǎo)數(shù)曲線中表現(xiàn)為曲線向下偏折，導(dǎo)數(shù)曲線與動(dòng)態(tài)特征曲線有明顯的一一對(duì)應(yīng)關(guān)系，導(dǎo)數(shù)曲線上開始向下偏折的點(diǎn)認(rèn)為是聚合物驅(qū)時(shí)采油井見效時(shí)間點(diǎn)（圖4）。

圖3 W7－6井動(dòng)態(tài)特征曲線

圖4 W7－6井甲型水驅(qū)導(dǎo)數(shù)特征曲線

（1）產(chǎn)油產(chǎn)液含水特征：注聚區(qū)采油井6～12個(gè)月時(shí)間內(nèi)開始見效，采油井表現(xiàn)出含水持續(xù)下降、產(chǎn)油量上升、產(chǎn)液量略有降低的見效特征。注聚區(qū)8口注入井對(duì)應(yīng)22口采油井，除去2009年邊部?jī)煽谒秸{(diào)整井外（初期不含水，難以用采油井常規(guī)見效特征評(píng)價(jià)），幾乎全部見到效果。采油井受效前平均單井產(chǎn)油40 m3／d，高峰產(chǎn)油65 m3／d，增幅達(dá)到65%，單井平均含水由見效前80%下降到65%，下降15個(gè)百分點(diǎn)。

（2）產(chǎn)聚濃度特征：一般采油井見到產(chǎn)油上升和含水下降效果后，采油井隨即見到聚合物產(chǎn)出，而后產(chǎn)聚濃度逐漸上升，上升到某一高值時(shí)變得平穩(wěn)或者平穩(wěn)一段時(shí)間后再呈現(xiàn)上升趨勢(shì)，反應(yīng)了采油井的多向受效。從20口采油井統(tǒng)計(jì)結(jié)果看，產(chǎn)聚濃度高峰要早于產(chǎn)油濃度高峰出現(xiàn)，平均時(shí)間為8個(gè)月。對(duì)于錦州油田來(lái)說(shuō)，高產(chǎn)聚濃度的采油井聚合物產(chǎn)出濃度約為井口注入濃度的40%～60%（目前注入濃度為1500 mg／L）。

3 改善聚合物驅(qū)措施［4－6］

3.1 改善配注工藝，保障注聚質(zhì)量

由于平臺(tái)空間有限，要求聚合物溶液能夠快速溶解以及在線熟化，但是部分水解聚丙烯酰胺聚合物溶液對(duì)于鐵離子十分敏感，形成絮狀膠團(tuán)不僅造成聚合物的巨大浪費(fèi)，而且易發(fā)生堵塞。從初期看，聚合物溶液到達(dá)井口黏度較低，約為實(shí)驗(yàn)室黏度的40%，不能達(dá)到方案設(shè)計(jì)要求。為此采取的措施是一方面提高聚合物溶液注入濃度，另一方面不斷改進(jìn)配注工藝，加強(qiáng)注入水質(zhì)控制，以提高聚合物溶液到達(dá)井口的黏度。

3.2 實(shí)施地面分注，優(yōu)化注水工藝

受到儲(chǔ)層非均質(zhì)性、聚合物溶液注入黏度以及井距等因素影響，聚合物溶液對(duì)于改善層間非均質(zhì)性作用有限，甚至出現(xiàn)層間矛盾更加惡化等問(wèn)題。以W4－4井為例（圖5），即使聚合物溶液注入使得吸水剖面有所改善，但較之各注入層段的需求仍有一定差距。為了改善聚合物驅(qū)效果，提高縱向波及體積，錦州油田注聚井全部實(shí)施了地面分注工藝，并采取優(yōu)化注水措施。以井組為研究對(duì)象，按照原始地質(zhì)儲(chǔ)量進(jìn)行分層配注，并在動(dòng)態(tài)跟蹤的基礎(chǔ)上進(jìn)行調(diào)整，降低聚竄方向的注入量，協(xié)調(diào)井組間矛盾，擴(kuò)大聚合物溶液在平面上的波及。

3.3 實(shí)施全過(guò)程調(diào)剖，抑制含水回升

圖5 注聚前后各油組吸入量變化及配注需求對(duì)比

錦州油田縱向平面非均質(zhì)性較為嚴(yán)重，經(jīng)過(guò)注入水的長(zhǎng)期沖刷，進(jìn)入中高含水期后，縱向段內(nèi)層間矛盾更加突出，平面上存在高滲流通道。聚合物溶液的注入也是一種“天然”的示蹤劑，在初期通過(guò)跟蹤采油井產(chǎn)聚濃度變化及與周邊采油井進(jìn)行對(duì)比，容易識(shí)別聚竄的發(fā)生，通過(guò)生產(chǎn)測(cè)井等手段，準(zhǔn)確找到聚竄井以及聚竄層位，及時(shí)治理，降低聚合物溶液的低效循環(huán)。后期聚合物通道逐步形成，波及體積繼續(xù)擴(kuò)大，聚合物擴(kuò)大波及體積的效果逐步減弱，此時(shí)開展調(diào)剖措施，可以進(jìn)一步擴(kuò)大聚合物溶液的波及，控制含水上升。2009年至2011年，錦州油田共實(shí)施單井組調(diào)剖4井次，2011～2012年實(shí)施了8井次的整體調(diào)剖措施，有效地控制了產(chǎn)油遞減及含水上升。

3.4 開展提液措施，擴(kuò)大化學(xué)驅(qū)效果

錦州油田為常規(guī)中粘原油層狀砂巖油藏，進(jìn)入中高含水期后，適合開展提液措施以達(dá)到單井増油效果。錦州油田于2007年開始小規(guī)模提液試驗(yàn)，摸索規(guī)律，總結(jié)經(jīng)驗(yàn)。對(duì)于動(dòng)液面高、沉沒(méi)度大、地層能量充足、生產(chǎn)壓差小、完井條件好且無(wú)出砂史的采油井進(jìn)行提液是可行的。2010年采取大幅度的提液措施，提液量可達(dá)原產(chǎn)液量的1倍以上，生產(chǎn)壓差增加2～3 MPa，當(dāng)年提液量占聚驅(qū)見效井増油的四分之一。

3.5 聚合物驅(qū)效果

經(jīng)過(guò)多種措施的綜合治理，錦州油田聚合物驅(qū)取得了顯著效果，油田自然遞減率保持穩(wěn)定。截止到2012年底，聚合物驅(qū)累積増油量42.7×104m3，提高控制區(qū)采出程度2.87%。

4 結(jié)論

（1）錦州油田聚合物驅(qū)見效特征明顯，采油井表現(xiàn)為產(chǎn)油大幅增加、含水持續(xù)大幅下降的特征，注入井井口壓力上升，但縱向吸水剖面改善程度有限。

（2）在動(dòng)態(tài)跟蹤的基礎(chǔ)上，采取了分注、調(diào)剖、提液、改善聚合物注入質(zhì)量等綜合措施，聚合物驅(qū)增油效果顯著。

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