海上油田早期弱凝膠驅(qū)礦場(chǎng)見(jiàn)效規(guī)律及效果評(píng)價(jià)

王旭東 楊俊茹 康曉東 梁 丹 林春陽(yáng) 王 華

(1. 海洋石油高效開(kāi)發(fā)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室， 北京 100028； 2. 中海油研究總院， 北京 100028)

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海上油田早期弱凝膠驅(qū)礦場(chǎng)見(jiàn)效規(guī)律及效果評(píng)價(jià)

王旭東1,2楊俊茹1,2康曉東1,2梁 丹1,2林春陽(yáng)1,2王 華1,2

(1. 海洋石油高效開(kāi)發(fā)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室， 北京 100028； 2. 中海油研究總院， 北京 100028)

針對(duì)L油田進(jìn)行早期弱凝膠驅(qū)見(jiàn)效規(guī)律和效果評(píng)價(jià)。注采動(dòng)態(tài)分析顯示，弱凝膠驅(qū)時(shí)受效井含水越低，含水漏斗越不明顯,且注入端吸水指數(shù)降幅、壓力上升值和滲流阻力也越大。將整體技術(shù)和經(jīng)濟(jì)效果分析結(jié)果與其他化學(xué)驅(qū)油田進(jìn)行類比，可知L油田早期弱凝膠驅(qū)開(kāi)發(fā)效果較好。

海上油田；早期弱凝膠驅(qū)；見(jiàn)效規(guī)律；效果評(píng)價(jià)

海上油田開(kāi)發(fā)具有高投入、高風(fēng)險(xiǎn)的特點(diǎn)，為了在有限的平臺(tái)設(shè)施壽命期內(nèi)盡快收回投資，必須在短時(shí)間內(nèi)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、注水與注聚相結(jié)合”的化學(xué)驅(qū)高效開(kāi)發(fā)新模式，即打破1、2、3次采油界限，縮短油田開(kāi)發(fā)年限，并盡可能地在油田開(kāi)發(fā)初期保持較高的采油速度[1-2]。在此思想和模式指導(dǎo)下[3-4]，渤海L油田于2006年率先開(kāi)展了單井早期弱凝膠驅(qū)礦場(chǎng)試驗(yàn)，于2007年在L油田全面實(shí)現(xiàn)了弱凝膠驅(qū)。本次研究將結(jié)合開(kāi)發(fā)實(shí)踐情況，分析早期弱凝膠驅(qū)的見(jiàn)效規(guī)律，評(píng)價(jià)實(shí)施效果，以期為同類油田開(kāi)發(fā)提供經(jīng)驗(yàn)借鑒。

1 油田弱凝膠驅(qū)概況

L油田位于渤海遼東灣海域，是在古潛山背景上發(fā)育起來(lái)的斷裂半背斜構(gòu)造油田，地層傾角3°～6.7°。油田主要含油層系為古近系東營(yíng)組東二下段，主力油組為二、三油組，儲(chǔ)層主要發(fā)育辮狀河三角洲前緣亞相沉積砂體，水下分流河道發(fā)育充分[5]，非均質(zhì)性較強(qiáng)。儲(chǔ)層屬高孔、中高滲儲(chǔ)層，孔隙度為25%～31%，滲透率為400×10-3～2 500×10-3μm2。儲(chǔ)層溫度平均約65 ℃，原始地層壓力約15 MPa，油田天然能量較弱，地飽壓差較小(1.57～4.48 MPa)，二油組地下原油黏度為7～19 mPa·s，原始溶解氣油比約40。

2006年3月，油田開(kāi)展了A23井二油組早期弱凝膠驅(qū)單井先導(dǎo)試驗(yàn)。2007年4月起，油田二油組開(kāi)始全面實(shí)施弱凝膠驅(qū)(大慶高分聚合物+鉻交聯(lián)劑體系，聚合物質(zhì)量濃度為1 000～1 600 mgL，實(shí)際聚鉻比約250 ∶1)。至2009年1月，整個(gè)L油田有6口井(A01井、A05井、A10井、A14井、A23井、A18M井)開(kāi)始注聚合物和交聯(lián)劑。A35井于2010年8月接替A18M井轉(zhuǎn)注聚。2012年6月，原方案實(shí)施結(jié)束后，開(kāi)始設(shè)計(jì)二油組弱凝膠驅(qū)擴(kuò)大方案。2012年12月，新增弱凝膠驅(qū)注入井A16井和A43井，按計(jì)劃擴(kuò)大方案將于2018年1月完成實(shí)施。從應(yīng)用效果來(lái)看，單井先導(dǎo)試驗(yàn)、原方案及擴(kuò)大方案實(shí)施后，在注入井和采油井應(yīng)用中的評(píng)價(jià)良好。在此，對(duì)陸地和海上注聚油田及弱凝膠調(diào)驅(qū)油田的見(jiàn)效規(guī)律和效果評(píng)價(jià)方法進(jìn)行了全面調(diào)研[6-10]，系統(tǒng)地研究了海上早期弱凝膠驅(qū)油田的見(jiàn)效規(guī)律和總體驅(qū)替效果。

2 注入端見(jiàn)效規(guī)律

2.1 注入壓力

L油田注聚合物和交聯(lián)劑的時(shí)機(jī)較早，開(kāi)始實(shí)施弱凝膠驅(qū)時(shí)各井組的含水率為0～65%。與注入前相比，注入后平均壓力上升2.3 MPa，見(jiàn)效顯著。圖1所示為L(zhǎng)油田弱凝膠驅(qū)注入井井口壓力變化曲線。注入壓力變化規(guī)律如下：

(1) 注劑后，井口壓力快速、持續(xù)上升，上升幅度較大(3.25 ～ 6.77 MPa)。如A1井、A23井弱凝膠驅(qū)時(shí)井組含水為0，而A18M井處在油藏邊部，注采不完善，受斷層遮擋且有可能在井筒成膠，壓力釋放受阻。

圖1 L油田弱凝膠驅(qū)注入井井口壓力變化曲線

(2) 注劑后，初期壓力上升不明顯，然后逐漸上升達(dá)到一定值后，基本保持平穩(wěn)。如A5井、A10井、A14井、A16井、A43井，注劑時(shí)井組含水率分別為65%、37%、53%、59%、26%。

(3) 注劑后，井口壓力快速上升，之后有一段下降過(guò)程，后又逐漸上升。如A35井，注劑時(shí)含水率為55%，其變化受到注聚時(shí)酸化的影響。

2.2 吸水指數(shù)

注入聚合物和交聯(lián)劑后，各井視吸水指數(shù)比起注水階段均有所降低。注聚初期視吸水指數(shù)降幅為-12.5%～76.7%，平均降幅為27.3%。其中，注聚時(shí)含水率為0的A23井和A1井視吸水指數(shù)下降幅度較大，分別為65.6%和76.7%；A5井、A14井、A16井視吸水指數(shù)下降幅度中等；A35井初期視吸水指數(shù)下降幅度不大，隨后有所加大；A10井、A43井視吸水指數(shù)沒(méi)有下降。從視吸水指數(shù)可以看出，注聚時(shí)含水越低的井組，其視吸水指數(shù)降幅越大，與注聚井區(qū)注采關(guān)系、儲(chǔ)層及井筒狀況有關(guān)。

2.3 Hall曲線

注入聚合物和交聯(lián)劑后，因形成可流動(dòng)凝膠，所以地層流體的流動(dòng)阻力系數(shù)會(huì)增大。在Hall曲線上，弱凝膠驅(qū)階段的斜率上升，阻力系數(shù)大于1。但該油田實(shí)施弱凝膠驅(qū)的時(shí)機(jī)較早，部分井還未建立起穩(wěn)定的水驅(qū)階段Hall曲線。根據(jù)Hall曲線分析，A1井、A5井、A14井注入聚合物和交聯(lián)劑后斜率有所上升，可據(jù)此建立起阻力系數(shù)(1.84～1.88)。A18M井為水平分支注入井，其Hall曲線斜率升幅較大，阻力系數(shù)約為6.00。A23井由于注水即注弱凝膠，無(wú)空白水驅(qū)階段，故無(wú)法計(jì)算阻力系數(shù)，但也可根據(jù)注后壓力上升情況建立起滲流阻力。A16井、A43井注入聚合物和交聯(lián)劑較晚，A16井阻力系數(shù)約1.51，A43井阻力系數(shù)約1.06。從Hall曲線看出，大部分井注入端已見(jiàn)效。

2.4 吸水剖面

注入的聚合物和交聯(lián)劑大量進(jìn)入流動(dòng)阻力較小的層位,并形成具有一定調(diào)剖作用的弱凝膠，故會(huì)增加高滲透層滲流阻力，并啟動(dòng)中低滲層，進(jìn)而導(dǎo)致高滲層吸水量變小、中低滲層吸水量增大，使各小層吸水剖面有所改善。隨著注入壓力的升高和各小層的滲流阻力因弱凝膠驅(qū)而發(fā)生的不斷變化，吸水剖面會(huì)不斷發(fā)生新的變化，即發(fā)生新的剖面反轉(zhuǎn)。吸水剖面的改善和反轉(zhuǎn)正是弱凝膠驅(qū)見(jiàn)效的重要標(biāo)志之一。圖2所示為先導(dǎo)試驗(yàn)井A23井二油組各小層歷次吸水剖面測(cè)試結(jié)果。

圖2 先導(dǎo)試驗(yàn)井A23井二油組各小層歷次吸水剖面測(cè)試結(jié)果

3 采出端見(jiàn)效規(guī)律及效果評(píng)價(jià)

3.1 見(jiàn)效時(shí)間確定

L油田二油組弱凝膠驅(qū)時(shí)機(jī)較早，在A23井進(jìn)行弱凝膠驅(qū)單井先導(dǎo)試驗(yàn)時(shí)，井組不含水，整個(gè)油田二油組綜合含水率約9%。全油田開(kāi)始實(shí)施弱凝膠驅(qū)時(shí)，二油組含水率約28%。L油田注聚合物及交聯(lián)劑時(shí)各井組含水情況如下：A1井，含水率為0；A5井，含水率為64.8%；A10井，含水率為37.4%；A14井，含水率為53.0%；A23井，含水率為0；A35井，含水率為46.2%；A18M井，含水率為28.0%；A16井，含水率為59.4%；A43井，含水率為26.2%。

礦體主要分布于花崗閃長(zhǎng)斑巖侵入體與香夼組灰?guī)r接觸帶上，共探明64個(gè)礦體，礦體呈脈狀、透鏡狀、似層狀、囊狀，主礦體向下700m仍為封閉[12]。礦化具有明顯的分帶現(xiàn)象，垂向上由淺部向深部，平面上由外部向內(nèi)部，依次為矽卡巖鉛鋅礦帶、矽卡巖-斑巖銅硫礦帶、斑巖銅鉬礦帶。礦石主要包括矽卡巖型和絹英巖化斑巖型兩類，礦石主要呈浸染狀、細(xì)脈浸染狀、塊狀及條帶狀構(gòu)造。圍巖蝕變自巖體內(nèi)部向外圍蝕變類型依次為：硅化、絹云母化、鉀化→矽卡巖化→綠泥石化、綠簾石化、絹云母化、碳酸鹽化等。

根據(jù)標(biāo)準(zhǔn)要求，用數(shù)模法判斷A1、A23井組見(jiàn)效時(shí)間點(diǎn)，用動(dòng)態(tài)法判斷A5、A10、A14、A35、A18M、A16、A43井組見(jiàn)效時(shí)間點(diǎn)。圖3所示為A16井弱凝膠驅(qū)實(shí)際開(kāi)采曲線。表1所示為 L油田各井組見(jiàn)效時(shí)的注聚體積。

圖3 A16井弱凝膠驅(qū)實(shí)際開(kāi)采曲線

表1 L油田各井組見(jiàn)效時(shí)的注聚體積 PV

各井組見(jiàn)效時(shí)，注聚合物和交聯(lián)劑一般應(yīng)達(dá)到0.030 PV以上，平均0.045 PV；井組見(jiàn)效時(shí)間為2～18月，平均見(jiàn)效時(shí)間為1 a 左右。

3.2 單井含水變化規(guī)律

觀察8個(gè)注聚井組單井的實(shí)際含水變化，發(fā)現(xiàn)注聚后單井含水率存在繼續(xù)上升、下降的不同情況，含水率上升速度普遍有所下降或?yàn)樨?fù)值。這說(shuō)明早期弱凝膠驅(qū)抑制含水上升有效。

用數(shù)值模擬法對(duì)跟蹤擬合模型的弱凝膠驅(qū)和水驅(qū)開(kāi)發(fā)含水率曲線進(jìn)行對(duì)比，發(fā)現(xiàn)含水率也存在持續(xù)上升和有下降漏斗的不同情況。圖4所示為A12井弱凝膠驅(qū)與水驅(qū)開(kāi)發(fā)含水率對(duì)比。圖5所示為A15井弱凝膠驅(qū)與水驅(qū)開(kāi)發(fā)含水率對(duì)比。在受效油井低含水率時(shí)進(jìn)行早期弱凝膠驅(qū)，含水率多表現(xiàn)為持續(xù)上升，但上升速率相對(duì)水驅(qū)較慢；在受效油井中高含水率時(shí)進(jìn)行弱凝膠驅(qū)，含水率存在下降漏斗，降水效果更加明顯。

8口注聚井共對(duì)應(yīng)受效油井32口。根據(jù)數(shù)值模擬法和動(dòng)態(tài)分析法的評(píng)價(jià)結(jié)果，可知目前已見(jiàn)效油井30口，單井累計(jì)增油量為0.05×104～20×104m3，平均單井累計(jì)增油量為3.86×104m3，效果較好。未見(jiàn)效油井為側(cè)鉆井A18S1井和新調(diào)整井C8井，主要原因在于A18S1井處于斷層遮擋部位，而C8井距注聚井較遠(yuǎn)且位于邊部。

圖4 A12井弱凝膠驅(qū)與水驅(qū)開(kāi)發(fā)含水率對(duì)比

圖5 A15井弱凝膠驅(qū)與水驅(qū)開(kāi)發(fā)含水率對(duì)比

將各受效油井的增油效果與產(chǎn)聚濃度進(jìn)行對(duì)比，發(fā)現(xiàn)一共存在3種見(jiàn)效模式，這與海上完全聚驅(qū)油田有相似之處[1]。其中，見(jiàn)效未見(jiàn)聚井15口，先見(jiàn)效后見(jiàn)聚井15口，未見(jiàn)效未見(jiàn)聚井2口。單井見(jiàn)效時(shí)間2～53月，平均見(jiàn)效時(shí)間2.6a；單井見(jiàn)聚時(shí)間15～84月，平均見(jiàn)聚時(shí)間4.8 a。

3.4 全油田增油降水效果評(píng)價(jià)

在油田及單井含水、產(chǎn)油等指標(biāo)充分跟蹤擬合的基礎(chǔ)上，用數(shù)值模擬法對(duì)8個(gè)弱凝膠驅(qū)井組油井的單井增油量進(jìn)行評(píng)價(jià)。

截至2016年5月，該油田二油組8口井弱凝膠驅(qū)共消耗聚合物約18 104 t，消耗交聯(lián)劑2 021 t。相對(duì)水驅(qū)開(kāi)發(fā)累計(jì)增油量為115.8×104m3，提高動(dòng)用儲(chǔ)量采收率幅度4.5%，噸聚增油量為46 m3t，有效地控制了油田含水上升速度，并提高了采油速度。早期弱凝膠驅(qū)10年的整體投入產(chǎn)出比達(dá)到1 ∶4.2左右，經(jīng)濟(jì)效益顯著。圖6所示為L(zhǎng)油田弱凝膠驅(qū)與水驅(qū)開(kāi)發(fā)累計(jì)產(chǎn)油量對(duì)比。圖7所示為L(zhǎng)油田弱凝膠驅(qū)與水驅(qū)開(kāi)發(fā)含水率對(duì)比。

圖6 L油田弱凝膠驅(qū)與水驅(qū)開(kāi)發(fā)累計(jì)產(chǎn)油量對(duì)比

3.5 含水與采出程度曲線規(guī)律類比

將L油田綜合含水與采出程度之間的關(guān)系作圖，并與標(biāo)準(zhǔn)童氏圖版、陸地及海上類似化學(xué)驅(qū)油田的相關(guān)曲線進(jìn)行對(duì)比。圖8所示為L(zhǎng)油田采出程度與綜合含水率關(guān)系類比?？梢钥吹?，L油田早期弱凝膠驅(qū)開(kāi)發(fā)在相同采出程度下的含水遠(yuǎn)低于其他化學(xué)驅(qū)油田，且可能獲得更高的采收率。這說(shuō)明該油田早期弱凝膠驅(qū)效果較為理想。

圖8 L油田采出程度與綜合含水率關(guān)系類比

4 結(jié) 語(yǔ)

海上油田早期弱凝膠驅(qū)礦場(chǎng)見(jiàn)效規(guī)律可從藥劑注入井和受效采油井兩方面進(jìn)行評(píng)價(jià)。與水驅(qū)效果相比，弱凝膠驅(qū)注入井表現(xiàn)為井口壓力上升、視吸水指數(shù)下降、Hall曲線斜率增加及吸水剖面改善或反轉(zhuǎn)。對(duì)受效采油井，可用數(shù)值模擬法或動(dòng)態(tài)分析法考察其含水率和增油情況，進(jìn)而判定采油井是否見(jiàn)效。

總體上看，弱凝膠驅(qū)的井組含水越低，藥劑注入井的注入壓力上升值就越高，吸水指數(shù)降幅和滲流阻力也越大；井組見(jiàn)效時(shí)，注聚合物和交聯(lián)劑平均注入量為0.045 PV，井組平均見(jiàn)效時(shí)間為1 a，單井平均見(jiàn)效時(shí)間為2.6 a，單井平均見(jiàn)聚時(shí)間為4.8 a。童氏曲線及化學(xué)驅(qū)油田類比表明，L油田早期弱凝膠驅(qū)開(kāi)發(fā)效果較好，礦場(chǎng)實(shí)踐比較成功。

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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

國(guó)家科技重大專項(xiàng)“海上油田化學(xué)驅(qū)油技術(shù)”(2016ZX05025-003)

王旭東(1986 — )，男，碩士，工程師，研究方向?yàn)榛瘜W(xué)驅(qū)提高采收率。

TE53

A

1673-1980(2017)02-0064-05