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    渤海油田早期注聚特征分析及優(yōu)化調(diào)整技術(shù)研究
    ——以S油田為例

    2018-05-23 06:45:30張國(guó)浩,王剛,劉
    石油地質(zhì)與工程 2018年2期
    關(guān)鍵詞:段塞含水含水率

    聚合物驅(qū)是作為水驅(qū)后進(jìn)一步提高采收率的關(guān)鍵技術(shù),已經(jīng)在我國(guó)的老油田實(shí)現(xiàn)了大規(guī)模的工業(yè)化應(yīng)用,為老油田控水穩(wěn)油、持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)做出了重要貢獻(xiàn)[1]。海上平臺(tái)生產(chǎn)壽命有限(一般是25年左右),如何在有限的時(shí)間內(nèi)盡可能采出更多的油、提高采出程度是海上油田高效開(kāi)發(fā)的關(guān)鍵。在海上油田模糊二三次采油界限理論指導(dǎo)下[2],渤海油田在三個(gè)油田分別開(kāi)展了不同含水階段的聚合物驅(qū)礦場(chǎng)試驗(yàn)。

    1 S油田注聚概況

    渤海S油田屬于在縱、橫向上存在多個(gè)油氣水系統(tǒng)的構(gòu)造層狀油氣藏,覆壓滲透率平均 2 000×10–3μm2,原油性質(zhì)以高黏度為主,地層原油黏度50~250 mPa·s,地層水礦化度6 540 mg/L。該油田屬于高滲、高黏、高礦化度油藏。根據(jù)類比研究,S油田的靜態(tài)參數(shù)基本在陸地油田聚合物篩選標(biāo)準(zhǔn)范圍內(nèi),比較適合聚合物驅(qū)。

    注聚區(qū)主要分三套層系(Ⅰ上、Ⅰ下、Ⅱ油組),分注合采,注聚試驗(yàn)初期是反九點(diǎn)法注水井網(wǎng),井距350 m。加密調(diào)整后轉(zhuǎn)為行列注采井網(wǎng),生產(chǎn)井井距175 m,注采井距350 m。截至目前,Ⅰ期注聚區(qū)采油速度2.0%,采出程度33.7%,綜合含水72.9%。

    2 早期聚合物驅(qū)動(dòng)態(tài)特征

    2.1 注入特征

    聚合物增大了注入水的黏度,減小流度比,導(dǎo)致流體在地層中的滲流阻力增大,注入壓力迅速上升。注入壓力的變化是聚合物驅(qū)過(guò)程中最早顯現(xiàn)的一個(gè)特征。S油田的注聚井呈現(xiàn)典型的聚合物驅(qū)注入特征,即:與注聚前水驅(qū)相比,注入壓力上升、注入能力下降、阻力系數(shù)增加、吸水剖面得到一定的改善(圖1)等。注入壓力平均上升1.4 MPa,視吸水指數(shù)下降幅度平均24.2%,阻力系數(shù)1.4。與陸地油田相比,綏中36–1油田部分注聚井注入壓力上升幅度較大,主要的原因是地下原油黏度高、井距大。從注入井評(píng)價(jià)來(lái)看,注聚見(jiàn)到了一定的效果。

    圖1 S油田A28井注聚前后吸水剖面對(duì)比

    2.2 產(chǎn)出特征

    2.2.1 見(jiàn)效特征

    根據(jù)陸地油田聚合物驅(qū)開(kāi)發(fā)效果,聚合物驅(qū)實(shí)施后油井見(jiàn)效呈現(xiàn)出與水驅(qū)顯著不同的3方面采出特征:第一,含水大幅度下降,產(chǎn)油量顯著增加;第二,產(chǎn)液能力大幅下降;第三,動(dòng)態(tài)測(cè)試資料反映一定的聚驅(qū)特征。

    由于注聚時(shí)機(jī)(S油田開(kāi)始注聚時(shí)綜合含水60%~70%)與陸地油田(多為綜合含水在90%左右開(kāi)始注聚)不同,S油田的采出特征與陸地油田有較大差異。從整體上看,區(qū)塊含水率變化不存在典型的下降漏斗,但趨于穩(wěn)定(圖2),表現(xiàn)為明顯穩(wěn)油控水特征。從全區(qū)截取特征模型,對(duì)不同注聚時(shí)機(jī)的注聚過(guò)程進(jìn)行了模擬,總結(jié)了含水率變化規(guī)律。對(duì)比結(jié)果表明:①含水率曲線形態(tài)受注聚時(shí)機(jī)影響明顯,分為有下降漏斗和無(wú)下降漏斗兩種情況;②注聚時(shí)機(jī)越晚,含水下降漏斗越明顯;注聚時(shí)機(jī)為含水60%時(shí),會(huì)出現(xiàn)較小的下降漏斗;此后,隨著注聚時(shí)機(jī)的延遲,含水下降漏斗越來(lái)越明顯。

    圖2 S油田注聚區(qū)老井生產(chǎn)曲線

    對(duì)于單井來(lái)說(shuō),含水率變化曲線受注聚時(shí)機(jī)的影響存在漏斗型和無(wú)漏斗型2種情況,含水率下降漏斗就不能作為判斷注聚見(jiàn)效以及確定見(jiàn)效時(shí)間的唯一標(biāo)準(zhǔn)了[3–4]。針對(duì)以上現(xiàn)象,綜合了動(dòng)態(tài)法、水驅(qū)特征曲線法、數(shù)值模擬法等多種方法,判斷了不同注聚時(shí)機(jī)下新井及老井的見(jiàn)效時(shí)間點(diǎn)(表1)。對(duì)注聚區(qū)24口注入井的一線受益井93口的見(jiàn)效情況進(jìn)行了統(tǒng)計(jì),見(jiàn)效井80口,見(jiàn)效率達(dá)到86%。未見(jiàn)效井主要原因有水聚同驅(qū)干擾、受效距離遠(yuǎn)、斷層遮擋、邊部邊水影響、儲(chǔ)層物性差、連通性差等。

    表1 不同注聚時(shí)機(jī)時(shí)新井及老井見(jiàn)效時(shí)間判斷方法

    2.2.2 產(chǎn)聚特征

    依據(jù)S油田礦場(chǎng)數(shù)據(jù),統(tǒng)計(jì)并分析了93口井的見(jiàn)聚時(shí)間、產(chǎn)聚峰值時(shí)間及產(chǎn)聚峰值濃度,S油田一般在注聚10~17個(gè)月之后見(jiàn)聚,隨著聚合物的不斷注入,產(chǎn)聚濃度逐漸增大;30~40個(gè)月之后產(chǎn)聚濃度達(dá)到峰值,峰值濃度為70~180 mg/L,區(qū)塊之間差別明顯。老井的見(jiàn)聚及產(chǎn)聚峰值時(shí)間一般都大于加密井,產(chǎn)聚濃度峰值低于加密井。

    區(qū)塊見(jiàn)聚特征受多種因素的影響,包括油藏參數(shù)、聚合物性質(zhì)參數(shù)、注入?yún)?shù)等[5]。注聚段塞尺寸大的區(qū)域,產(chǎn)聚濃度相對(duì)較高。試驗(yàn)區(qū)的注聚段塞尺寸已到0.516 PV,周邊受效油井產(chǎn)聚濃度明顯比其他區(qū)域高。注采井距越小,聚合物段塞推進(jìn)到受效井時(shí)間越短,見(jiàn)聚時(shí)間較早;注采井距越大,聚合物段塞推進(jìn)到受效井時(shí)間越長(zhǎng),見(jiàn)聚時(shí)間較晚。加密前老井井距為350 m×350 m,加密后井距變?yōu)?75 m×350 m,老井見(jiàn)聚時(shí)間比加密井見(jiàn)聚時(shí)間晚,產(chǎn)聚濃度相對(duì)較低。

    2.2.3 產(chǎn)出流體性質(zhì)變化

    受效井組產(chǎn)出的油氣水分析表現(xiàn)出兩個(gè)特點(diǎn):產(chǎn)出原油的重質(zhì)成分增大;產(chǎn)出水礦化度出現(xiàn)下降。產(chǎn)出原油的重質(zhì)成分增大說(shuō)明聚驅(qū)擴(kuò)大了波及體積。聚驅(qū)后產(chǎn)出了更多的地層水,由于地層水礦化度更低,所以聚驅(qū)受效井的產(chǎn)出水礦化度有所下降,進(jìn)一步說(shuō)明了聚驅(qū)有效擴(kuò)大了波及體積。

    3 優(yōu)化調(diào)整的主要做法及效率

    3.1 加強(qiáng)注聚方案的動(dòng)態(tài)跟蹤及優(yōu)化調(diào)整

    聚合物驅(qū)初期,加強(qiáng)動(dòng)態(tài)跟蹤及方案優(yōu)化調(diào)整尤為重要。動(dòng)態(tài)跟蹤主要包括注聚井注入濃度、注入壓力、配注量、聚合物溶液性質(zhì)、油井聚合物產(chǎn)出濃度、產(chǎn)吸剖面等內(nèi)容[6]。為保證注聚效果而提高配注量、近井地帶堵塞等原因造成的注入壓力高的注聚井,采取了酸化解堵技術(shù)、分層注入技術(shù)等,2008年實(shí)施擴(kuò)大注聚以來(lái),已實(shí)施酸化解堵70井次,增注效果明顯。注聚實(shí)施過(guò)程中及時(shí)采取監(jiān)測(cè)注聚濃度、改進(jìn)配注方法及工藝、加強(qiáng)注入水質(zhì)監(jiān)控等措施,確保了聚合物井口的有效黏度。

    聚合物驅(qū)實(shí)施過(guò)程中,實(shí)施了加密調(diào)整后注聚方案及時(shí)優(yōu)化調(diào)整。2010—2014年,為了進(jìn)一步挖潛井間剩余油,S油田Ⅰ期實(shí)施了加密調(diào)整。2012—2015年,及時(shí)開(kāi)展了注聚方案的優(yōu)化調(diào)整。目前的注入?yún)?shù)是以區(qū)塊為單位實(shí)施優(yōu)化的,但隨著油田的開(kāi)發(fā),各注聚井區(qū)的含水、產(chǎn)油等出現(xiàn)較大差異??紤]單井差異,后期必須以注聚井為中心,開(kāi)展一井一策研究,及時(shí)優(yōu)化調(diào)整注入濃度,精細(xì)管理注聚井。

    3.2 全面分注及全過(guò)程調(diào)剖,改善注聚縱向波及

    聚合物溶液對(duì)于改善層間非均質(zhì)性作用有限,整體層間矛盾依然沒(méi)有得到根本改善,主要吸水層仍然是主要吸聚層[6]。S油田儲(chǔ)層縱向平面上非均質(zhì)性強(qiáng),層間差異大。針對(duì)以上特點(diǎn),有必要開(kāi)展分層注聚措施,改善注入剖面的同時(shí)提高聚合物的有效利用率。因此,聚驅(qū)實(shí)施過(guò)程中,對(duì)計(jì)劃轉(zhuǎn)注聚的井采用地面控制雙管分注工藝提前開(kāi)展換管柱作業(yè)。目前24口井注聚井已實(shí)現(xiàn)全面分注。以A23井組為例,2011年注聚井A23實(shí)施調(diào)剖(圖3),調(diào)整注入剖面后井組單井平均含水率下降8%~10%,單井平均日增油25 m3。2016年共實(shí)施4井次調(diào)剖,受益井含水率降低4%,累計(jì)增油1.72×104m3。

    圖3 調(diào)整注入剖面后受效井生產(chǎn)曲線

    3.3 優(yōu)化調(diào)整產(chǎn)液結(jié)構(gòu),改善平面波及

    注聚初期油井大多表現(xiàn)出含水、采液指數(shù)下降等特征,造成油井產(chǎn)液量大幅下降[7],增油幅度有限,同時(shí)聚合物推進(jìn)速度也變慢,不利于聚合物段塞形成。對(duì)于早期注聚油田,在注聚初期提液可起到三方面作用,一是能夠減緩因產(chǎn)液量下降較大而導(dǎo)致產(chǎn)油量下降的趨勢(shì);二是可以加速聚合物推進(jìn)速度,促進(jìn)聚合物段塞形成,具有引效作用;三是通過(guò)放大生產(chǎn)壓差,提高相對(duì)較差儲(chǔ)層的動(dòng)用程度,降水增油[8–11]。以 A26 井區(qū)為例,2009–12—2010–2,該井區(qū)的三口生產(chǎn)井A25、A26、A27井位于注聚中心區(qū),含水率在80%左右,采取大泵提液措施后,平均日產(chǎn)液量由200 m3增加到600 m3,日產(chǎn)油量大幅上升,平均日增油100 m3,含水率平均降低10%,注聚效果得到進(jìn)一步增強(qiáng)。通過(guò)數(shù)值模擬研究顯示,A26井區(qū)提液后擴(kuò)大了驅(qū)替范圍,使平面及縱向未動(dòng)用或者較少動(dòng)用的儲(chǔ)層得到動(dòng)用。

    3.4 聚合物驅(qū)效果

    聚合物驅(qū)實(shí)施后,S油田含水率趨于穩(wěn)定,與水驅(qū)對(duì)比含水率下降8%~10%,截至2016年底,實(shí)現(xiàn)增油 370.7×104m3,提高控制區(qū)采出程度 3.9%。

    4 結(jié)論

    (1)S油田聚合物驅(qū)見(jiàn)效特征明顯,取得了明顯的穩(wěn)油控水效果。

    (2)早期注聚導(dǎo)致區(qū)塊的含水率變化不存在典型的下降漏斗,但趨于穩(wěn)定;單井含水率變化存在漏斗型和無(wú)漏斗型2種情況;注入井井口壓力上升,注入剖面得到了一定的改善。

    (3)在動(dòng)態(tài)跟蹤的基礎(chǔ)上,加強(qiáng)了注聚方案的動(dòng)態(tài)跟蹤及優(yōu)化調(diào)整,開(kāi)展了全面分注及全過(guò)程調(diào)剖、提液等綜合措施,確保了聚合物驅(qū)效果。

    參考文獻(xiàn)

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