勝坨油田A井區(qū)注聚特征分析

樊馳羽，安 曉，劉禮亞

（1.西安石油大學(xué)石油工程學(xué)院，陜西西安 710065；2.山東勝利職業(yè)學(xué)院，山東東營 257100）

1 區(qū)域地質(zhì)概況

勝坨油田坐落在山東省東營市境內(nèi)，是一個(gè)由少量透鏡體砂巖組成的巖性構(gòu)造油藏且多發(fā)育斷層，故勝坨油田的沉積環(huán)境極其復(fù)雜，主要是沉積體種類繁多且各種沉積體的沉積部位各不相同，故儲(chǔ)層非均質(zhì)性嚴(yán)重，儲(chǔ)層內(nèi)部巖石的滲透性、孔隙度以及含油飽和度也存在差異。這種差異直接影響油水運(yùn)移規(guī)律，從而影響開發(fā)效果。

研究區(qū)自1965年7月投產(chǎn),經(jīng)過兩年的開發(fā)之后，開始實(shí)施大規(guī)模注水開發(fā)，含水率逐漸上升，截止到目前，綜合含水率已上升到90%以上，綜合開發(fā)程度已相當(dāng)高，但仍有剩余油存在，尚有開發(fā)潛力。處于特高含水期的勝坨油田，隨含水量的增加，油層普遍被水淹，厚油層的水淹程度加劇，對巖石和儲(chǔ)層有極大的影響[1，2]。

2 注聚區(qū)的選擇及方案設(shè)計(jì)

勝坨油田A井區(qū)沙三段1-3單元注聚先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)位于1－3單元東南部，構(gòu)造簡單，地層平綴，含油面積6.78 km2,地質(zhì)儲(chǔ)量1 229×106t，孔隙體積1 699×106m3。A井區(qū)的儲(chǔ)層為濁流一河流相沉積的正韻律油層，劃分3個(gè)砂層組18個(gè)含油小層，平均有效厚度為4.61 m，為整裝的正韻律油藏，空氣滲透率4.8 pm2～9.1 pm2，變異系數(shù)0.73，油層溫度75℃，注聚前產(chǎn)出水礦化度 11 254 mg/L，Ca2+、Mg2+含量 14 mg/L，地下原油黏度 10 mPa·s～40 mPa·s。

開發(fā)現(xiàn)狀：勝坨油田A井區(qū)S三1-3單元1965年7月投產(chǎn)，1966年7月實(shí)施注水開發(fā)。截止到2002年4月，研究區(qū)共有生產(chǎn)井61口，其中開井?dāng)?shù)為57口，日產(chǎn)液量為6 747 t，日產(chǎn)油量為253 t，油井綜合含水率為96.25%，動(dòng)液面557 m；總水井30口，開井28口，日注水平3 225 m3，月注采比為0.53。

一般情況下，油藏的剩余油飽和度高的油藏，注聚區(qū)油井的受效也就越明顯。所以復(fù)合驅(qū)油的油藏物質(zhì)基礎(chǔ)由剩余油飽和度的高低所決定。

根據(jù)方案規(guī)劃，決定采用清水配制、污水稀釋的三段塞注入方式，在復(fù)合驅(qū)主體段塞前后分別注入聚合物保護(hù)段塞，前置保護(hù)段塞0.05 PV，聚合物濃度2 000 mg/L，主體段塞0.3 PV，0.45%磺酸鹽+0.15%1＃表面活性劑+1 700 mg/L聚合物，后置保護(hù)段塞0.05 PV·1 500 mg/L，合計(jì)共需注入溶液174.69×104m3，聚合物干粉 3 325 t，石油磺酸鹽 5 896 t，1# 表面活性劑1 966 t，甲醛175 t，連續(xù)注入1 248 d。預(yù)計(jì)有效期12年，提高采收率8.0%，增油33.3×104t。

3 注聚區(qū)的特征分析

3.1 注入特征

在注聚工作開始后，注入水注入水黏增大增加，在儲(chǔ)層內(nèi)的高滲孔道壁面上聚集了越來越多的聚合物分子，孔喉半徑減小，導(dǎo)致儲(chǔ)層滲透率下降，所以在開始的一段時(shí)間內(nèi)試驗(yàn)區(qū)注水井油壓急劇上升。隨著注聚的繼續(xù)，在近井地帶，聚合物分子的吸附達(dá)到動(dòng)態(tài)平衡，所以注水井的油壓不會(huì)再有很大的上升幅度[3-5]。

注聚區(qū)注水井油壓上升值有如下經(jīng)驗(yàn)方程：

式中：△P-注水井油壓上升幅度，MPa；Q-日注入量，m3；h-油層厚度，m；μ-聚合物溶液黏度，mPa·s；K-油層有效滲透率，μm2；R-注采井距，m；r-井筒半徑，m。

勝坨油田注聚后壓力應(yīng)該上升2 MPa～5 MPa。

注聚區(qū)的啟動(dòng)壓力、注入壓力及每米吸水指數(shù)在注聚的每個(gè)階段都會(huì)呈現(xiàn)出顯著的變化（見表1）。

表1 注聚前后注入指標(biāo)對比表

試驗(yàn)區(qū)注入井油壓上升雖是普遍現(xiàn)象，但主要受以下兩個(gè)因素影響：

（1）注入井沉積相帶不同，注入井壓力上升幅度不同。研究結(jié)果表明：沉積相帶中心的注入井油壓的上升值比沉積相側(cè)緣的注入井油壓的上升值要小。據(jù)統(tǒng)計(jì)，中心沉積相帶的27口注入井平均油壓上升值僅僅為1.733 MPa，而側(cè)緣沉積相帶的14口注入井平均油壓上升3.283 MPa。

（2）注聚總量不同，注入壓力上升幅度則不同。在沉積相帶相同、注聚前措施相同的井區(qū)注聚總量越高，注入壓力上升幅度就越大。

將注聚區(qū)井組注聚總量與注聚壓力變化進(jìn)行回歸（見圖1），建立如下關(guān)系：

式中：Y-注聚井組壓力上升系數(shù)，P后/P前，無因次；X-井組注聚總量，PV·mg/L。

圖1 注聚區(qū)井組注聚總量與注聚壓力關(guān)系

從式中可以看出，注聚總量與油壓上升呈線性關(guān)系，隨著注聚總量增加，注聚油壓上升，井組注聚總量大小影響著注聚壓力上升幅度。

在試驗(yàn)區(qū)實(shí)施大規(guī)模注聚合物驅(qū)油期間，各層段的吸水剖面有了較大的改善。具體表現(xiàn)在：主力受效層11層的吸水剖面較注聚前有了明顯的改善，層內(nèi)吸水趨于均勻，其底部與頂部的吸水能力差異明顯減小。進(jìn)入后續(xù)水驅(qū)階段后，由于注入介質(zhì)的變化致使層內(nèi)吸水差異明顯增大，注入水沿層內(nèi)底部大孔道竄流；S二段11層層內(nèi)調(diào)剖同樣取得了較好的效果，同時(shí)由于小層發(fā)育相對完善，層間調(diào)剖作用明顯，主力油層11層與其他各層吸水差異明顯縮小。

3.2 開采特征

3.2.1 含水快速回彈 在注聚工作開始后，注入水注入水黏增大增加，在儲(chǔ)層內(nèi)的高滲孔道壁面上聚集了越來越多的聚合物分子，孔喉半徑減小，導(dǎo)致儲(chǔ)層滲透率下降，所以在開始的一段時(shí)間內(nèi)試驗(yàn)區(qū)注水井油壓急劇上升。隨著注聚的繼續(xù)，在近井地帶，聚合物分子的吸附達(dá)到動(dòng)態(tài)平衡，注水井油壓也逐漸趨于穩(wěn)定。在注聚工作完成后的水驅(qū)階段中，新的注入水黏度遠(yuǎn)低于此前注入的聚合物溶液的黏度，新的注入水又重新沿著儲(chǔ)層內(nèi)的高滲透孔道竄流到生產(chǎn)井，使生產(chǎn)井含水率迅速上升。同時(shí)，注采壓差過大也將加劇注入水竄流。

3.2.2 吸水能力下降 注聚前，注入水一般沿著儲(chǔ)層高滲孔道驅(qū)油，隨著油井開發(fā)年份的增加，儲(chǔ)層高滲孔道內(nèi)的剩余油飽和度不斷降低，油井的采出水也越來越多，也就意味著注入水的利用率越來越低。隨著試驗(yàn)區(qū)開始實(shí)施大規(guī)模注聚以來，聚合物分子開始在高滲孔道的壁面上不斷吸附，逐漸將儲(chǔ)層的高滲孔道堵塞，導(dǎo)致油層滲透率下降，故注入水不再沿高滲孔道流向生產(chǎn)井，而是沿低滲孔道驅(qū)替油藏中的剩余油。此時(shí)的注入水不僅要沿著低滲孔道滲流而且還要驅(qū)替那里的剩余油，所以滲流阻力增加導(dǎo)致注水啟動(dòng)壓力不斷升高：注水啟動(dòng)壓力由注聚前的5.8 MPa上升到注聚初期的7.4 MPa，到了注聚后期更是達(dá)到了9.8 MPa，直接降低了地層的吸水能力。

3.2.3 層間見效差異 油井層間受效差異較大的問題先導(dǎo)區(qū)更為突出。受效油井多以見于11層，占受效井總數(shù)的84%，所以11層是主要受效油層。根據(jù)數(shù)模跟蹤結(jié)果，在注聚區(qū)平均提高采收率5.1%情況下，11層已實(shí)際提高采收率8.1%（見表2）。

注聚區(qū)11層既是主要受效層也是優(yōu)先受效層。在最先受效的26口生產(chǎn)井中，有16口來自于11層。目前受效油井共有56口，其中單采11層或以11層為主要生產(chǎn)層的油井共30口，占受效井總數(shù)的57%，日產(chǎn)油量增加幅度為172 t；14層以下的油井22口，占受效井總數(shù)的39%，日產(chǎn)油量增加幅度為202 t。

表2 注聚區(qū)儲(chǔ)層發(fā)育程度統(tǒng)計(jì)表

4 油井受效情況

目前在注聚區(qū)有油井61口（其中開井57口），日產(chǎn)液量為3 690 t，日產(chǎn)油能力為596 t，含水率83.8%，平均動(dòng)液面382 m。水井開井31口，日注水量為4 441 m3，注采比0.83。注聚效果主要體現(xiàn)為：

（1）2001年4月全區(qū)日產(chǎn)油達(dá)到注聚后最高峰，與注聚前相比日產(chǎn)液量下降3 364 t，但是日產(chǎn)油上升344 t，綜合含水率下降14.1%，提高采收率7.6%。

（2）到2001年7月之后，注聚區(qū)的生產(chǎn)井開始普遍受效，到了8月之后受效更加明顯，受效油井的生產(chǎn)特征主要呈現(xiàn)出：日產(chǎn)油量快速上升的同時(shí)含水率快速下降，受效油井?dāng)?shù)達(dá)到40口，受效率為70%。

5 結(jié)論與認(rèn)識

雖然聚合物驅(qū)能夠改善層間、層內(nèi)非均質(zhì)，但是在滲透率差別較大時(shí)，特別是勝坨油田這種高滲區(qū)塊，驅(qū)替和竄流的現(xiàn)象是非常嚴(yán)重的，所以未來在精細(xì)油藏描述的基礎(chǔ)上，應(yīng)重點(diǎn)對水驅(qū)后油層物性變化進(jìn)行研究，特別是大孔道的分布及竄流程度，并采取相應(yīng)措施。

在目前已進(jìn)行的聚合物驅(qū)項(xiàng)目中，主要采取了分層注采、注入調(diào)剖劑、油井防竄等措施，取得了較好的效果。聚合物溶液的注入壓力與注入速度成正比，注入速度越高則相應(yīng)的注入壓力也就越大，如果注入速度過低，則必將延長開采時(shí)間，相關(guān)的管理成本會(huì)隨著開采時(shí)間的延長而增加，所以保持合適的注入速度是決定注聚取得成功的重要因素之一。

文中對勝坨油田采取的注聚合物驅(qū)替剩余油進(jìn)行了分析，這些措施都取得了一定的效果，但是他們都有一定的適用范圍和優(yōu)缺點(diǎn)，應(yīng)根據(jù)實(shí)際情況采用相應(yīng)的方法，并注意多種調(diào)整方法的相互結(jié)合。

不只是在勝坨油田，采用聚合物驅(qū)油提高采收率的方法已經(jīng)在全國得到廣泛的運(yùn)用，為中國的石油開采量的增加做出了重要的貢獻(xiàn)，同時(shí)，優(yōu)化聚合物提高采收率的方法，在石油開采中的地位越來越重要，在以后生產(chǎn)過程中應(yīng)該用合理的方法，達(dá)到生產(chǎn)的最大效益。

注聚驅(qū)油技術(shù)在擴(kuò)大注入水波及體積以及調(diào)整油層吸水剖面方面具有很好的效果。但該技術(shù)還存在一些問題，如在注聚驅(qū)后期，聚合物溶液的驅(qū)替效率變低。應(yīng)結(jié)合復(fù)雜油藏條件下的儲(chǔ)層特點(diǎn)以及聚合物溶液的驅(qū)替規(guī)律，積極開展適合于各類油藏的驅(qū)替試驗(yàn)，發(fā)展出更為成熟適用的聚合物，做到因地制宜，最大限度地發(fā)揮聚合物對產(chǎn)水量提高的作用。

遼陽石化研發(fā)出可替代進(jìn)口異構(gòu)化催化劑

2018年10月5日，遼陽石化的科研人員終于研發(fā)出可替代進(jìn)口的異構(gòu)化催化劑及工藝技術(shù)，實(shí)現(xiàn)了中國石油此類催化劑從無到有的新跨越。

遼陽石化芳烴生產(chǎn)線的263萬噸/年異構(gòu)化處理裝置（含循環(huán)量）所需催化劑一直以來都需要從國外進(jìn)口。一次裝填這樣的催化劑需要5 160萬元。為此，遼陽石化的科研人員決心通過自主創(chuàng)新，研發(fā)出屬于自己的異構(gòu)化催化劑及工藝技術(shù)來替代進(jìn)口產(chǎn)品。

據(jù)介紹，遼陽石化研發(fā)的復(fù)合催化劑成本僅為同類進(jìn)口劑的一半，且能在更高的反應(yīng)空速下運(yùn)行，使乙苯轉(zhuǎn)化率在60%以上，大大降低了乙苯循環(huán)量。遼陽石化這一自主創(chuàng)新的研發(fā)課題從小試研究至今，已申請國家發(fā)明專利5項(xiàng)，2項(xiàng)已獲授權(quán)。

（摘自中國石油報(bào)第7195期）