海上油田早期注聚開發(fā)特征及注入方式研究

張賢松，唐恩高，謝曉慶 （海洋石油高效開發(fā)國家重點實驗室；中海油研究總院，北京100027）

鄭偉 （中海油研究總院，北京100027）

油田開發(fā)實踐表明，當油田含水進入高含水期后，要采用提高采收率技術來提高油田開發(fā)效果[1，2]。由于陸上油田不受開發(fā)時間和空間的限制，提高采收率措施通常是在高含水或特高含水期開展，具有較明顯的一次采油、二次采油、三次采油開發(fā)的階段性[3，4]。海上與陸地油田開采最大的不同之處在于平臺壽命有限，一般低于30年，因此提高采收率時機的選擇對于海上油田至關重要，如何在有限的平臺壽命期內(nèi)盡可能地提高采出程度是實現(xiàn)海上油田高效開采的關鍵[5，6]。鑒于海上油田開發(fā)平臺壽命的時效性和開發(fā)投資的風險性，決定了海上油田實施聚合物驅(qū)技術應突出一個 “早”字。目前，國內(nèi)外尚無關于早期注聚的相關研究，在我國渤海油田也僅是處于探索階段，海上L油田開展了典型的早期注聚現(xiàn)場實踐[7，8]。筆者在早期注聚時機、注入特征及注入方式等方面進行了進一步研究，為早期注聚提高采收率開發(fā)方式提供技術依據(jù)[9～12]。研究表明：注聚時機越早，階段采出程度和最終采收率均比后期注聚的開發(fā)指標高；海上早期注聚開發(fā)方式采取與陸上傳統(tǒng)相反的模式：先低濃度后高濃度的驅(qū)替組合方式，以提前聚合物驅(qū)的時機，使油田開發(fā)全過程保持較高的注采速度；海上L油田實施早期注聚開發(fā)方式，采油速度一直維持在近3%，證明實施早期注聚是可行和高效的。

1 海上油田早期注聚開發(fā)特征

海上油田具有原油黏度高、注入水礦化度高、油層厚、井距大和平臺壽命期短等開發(fā)特殊性，要求采用抗鹽型和增黏型聚合物驅(qū)油劑，特別是要在平臺壽命期內(nèi)最大限度地提高采出程度，要求海上油田提前注聚，以降低海上油田實施提高采收率技術的風險性。

以海上某典型油田 （L油田）為例，其油藏溫度為65℃，平均滲透率1500mD，地下平均原油黏度70mPa·s，選取具有代表性的地質(zhì)參數(shù)、流體參數(shù)和開采參數(shù)，建立相應注采井網(wǎng)為300m的九點井網(wǎng)典型油藏模型 （網(wǎng)格數(shù)30×30×5，網(wǎng)格尺寸20m×20m×5m）。注聚的主要開發(fā)參數(shù)為連續(xù)注聚5年，注聚速度0.035PV/a，注入聚合物質(zhì)量濃度1750mg/L，相應工作液地下黏度8mPa·s。應用商業(yè)軟件Polymer模塊，研究了不同時機聚合物驅(qū)可行性和開發(fā)效果，分別對未注水直接注聚、含水率分別為0、10%、30%、50%及70%等不同時機注聚的開發(fā)效果與注水開發(fā)效果進行了研究，對比結(jié)果見圖1和圖2?？梢钥闯觯c水驅(qū)相比，不同時機聚合物驅(qū)采出程度均有大幅度提高；轉(zhuǎn)注聚時機越早，開發(fā)效果越好：在開發(fā)有效期內(nèi)，早期注聚能夠在較長的時間內(nèi)使含水率保持在較低的水平，獲得更高的采出程度。

圖1 不同時機聚驅(qū)采出程度

圖2 不同時機聚驅(qū)含水率變化

對比不同時機聚合物驅(qū)的開發(fā)效果，實質(zhì)上是比較在整個開發(fā)過程中，包括前期水驅(qū)、聚合物驅(qū)及后續(xù)水驅(qū)三種組合方式的開發(fā)效果。為了表征不同時機進行聚合物驅(qū)的綜合開發(fā)效果，定義換油效率公式如下：

式中：Npp、Npw分別為評價計算時刻t聚合物驅(qū)、水驅(qū)累計產(chǎn)油量，104t；Wip為評價計算時刻t聚合物驅(qū)累計注入量，104t；t、t0分別為評價計算時刻和開始注聚時刻，d。

根據(jù)式 （1）和圖1中聚合物驅(qū)采出程度與孔隙倍數(shù)的關系，可以得到不同時機聚合物驅(qū)開發(fā)全過程的換油效率與注入孔隙體積倍數(shù)的關系，如圖3所示?？梢钥闯觯醋⑺苯幼⒕?，換油效率最高，注聚時機越早，開發(fā)中早期換油效率越高，注入油藏孔隙體積倍數(shù)達0.7PV （20年），也即開發(fā)后期換油效率曲線趨向一致。說明早期聚合物驅(qū)能在油田開發(fā)中早期內(nèi)使增油和降水的作用發(fā)揮得更好。因此，注聚合物時機越早，在開發(fā)有效期內(nèi)綜合效果越好。

圖3 不同時機聚合物驅(qū)換油效率

2 早期注聚注入方式研究

由于高濃度聚合物驅(qū)溶液注入油層后，增大了滲流阻力，注聚后注入壓力有較大幅度上升，因此，過早注聚可能造成井底壓力大于地層破裂壓力，早期注聚不能采用陸地高含水油田注聚采用的傳統(tǒng)開發(fā)模式，如圖4中所示的模式1，早期注聚的前期如果采用高濃度聚合物溶液，注入壓力將會迅速上升，將導致完不成配注要求。

如果早期注低濃度聚合物溶液，其黏度也相應降低，可以緩解注入壓力上升過快的問題，不至于超過地層破裂壓力。因此，在保持較高注入速度下，可采取前期注入低濃度聚合物溶液，主體和后續(xù)段塞采用高濃度聚合物溶液。海上油田早期注聚采用如圖4中所示模式2開發(fā)：前期低濃度聚合物溶液，可以將注聚時機提前；主體段塞為高濃度聚合物溶液，以達到提高采收率幅度的目的。

為兼顧驅(qū)油效果和注入能力要求，根據(jù)室內(nèi)研究結(jié)果，早期注聚的前期注入較低質(zhì)量濃度（1000mg/L）的聚合物溶液，用量占10%，中期注入高質(zhì)量濃度 （1750mg/L）的聚合物溶液，用量占90%。為比較不同質(zhì)量濃度聚合物溶液組合體系的開發(fā)效果，設計了以下3種方案：

1）方案1——低濃超前注聚：早期注水＋含水率10%時注入低濃度聚合物＋注入高濃度聚合物。

2）方案2——高濃適時注聚：早期注水＋含水率50%時注聚 （質(zhì)量濃度1750mg/L）。

3）方案3——高濃后期注聚：早期注水＋含水率80%時注聚 （質(zhì)量濃度1750mg/L）。

3種方案的開發(fā)效果見表1?？梢钥闯?，方案1與方案2第20年提高采收率幅度相當，但前者的注聚時機大大提前，且前者第10、15年的開發(fā)指標均好于后者。方案3的注聚時機和開發(fā)模式接近于陸地油田，其第20年的開發(fā)指標明顯差于方案1和2，第10、15年的開發(fā)指標比前二者差距更大。3種方案指標對比表明海上油田早期注聚是可行的和高效的；在中早期注聚，最終開發(fā)效果相當，但就階段采出程度來說，注聚越早，指標越高；中晚期注聚，其最終采收率比中早期的差；驅(qū)油試驗結(jié)果表明，提前注聚能在較短的時間內(nèi)發(fā)揮出增油和降水的作用。

圖4 不同濃度組合的聚合物驅(qū)開發(fā)模式示意圖

表1 雙體系不同方案聚驅(qū)效果統(tǒng)計表

3 海上油田早期注聚的現(xiàn)場實踐

渤海L油田是典型的早期注聚現(xiàn)場應用實例，實施前應用油藏數(shù)值模擬對早期注聚開發(fā)指標進行了優(yōu)化研究，結(jié)果如圖5所示。可以看出，與注水相比，早期注聚開發(fā)到2014年的累計產(chǎn)量與注水開發(fā)到2024年的累計產(chǎn)量相當，僅需相對較短的10年時間就達到與注水20年相同的采出程度，因此，早期注聚能縮短油田開發(fā)年限，使油田保持較高的采油速度，達到早期注聚高效開發(fā)的目標。

L油田單井早期注聚試驗于2006年3月開始，到2007年4月全油田全面實施早期注聚，當時油田綜合含水率僅為8.5%。由于實施了早期注聚開發(fā)方式，生產(chǎn)井含水率基本保持平穩(wěn)，采油速度一直維持在近3%，早期注聚使油田保持了持續(xù)旺盛的生產(chǎn)能力，為海上油田在平臺壽命期內(nèi)高效開發(fā)發(fā)揮了積極作用。

圖5 L油田聚驅(qū)開發(fā)指標

4 結(jié)論

1）海上油田聚合物驅(qū)新模式為：通過早期注聚合物，使油田在早期保持高速開發(fā)，在較短的時間內(nèi)采出更多的原油，油田開發(fā)全過程保持較高的采油速度，使最終采收率達到最大化。

2）海上油田早期注聚的開發(fā)方式與陸地傳統(tǒng)模式不同，即：先注低濃度后注高濃度的聚合物溶液組合段塞，可以將早期注聚的時機提前，階段采出程度及最終開發(fā)效果均最好。

3）海上油田早期注聚在開發(fā)10年的較短時間內(nèi)就可獲得與注水20年相當?shù)牟沙龀潭?，現(xiàn)場試驗表明采油速度一直維持在近3%，油田保持了較旺盛的生產(chǎn)能力。

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