渤海錦州9-3油田注聚動態分析及優化調整技術研究

鄭 旭,趙春明,王世民,雷 源

(中國海洋石油(中國)有限公司天津分公司渤海油田勘探開發研究院,天津300452)

渤海錦州9-3油田注聚動態分析及優化調整技術研究

鄭 旭,趙春明,王世民,雷 源

(中國海洋石油(中國)有限公司天津分公司渤海油田勘探開發研究院,天津300452)

渤海錦州9-3油田經過近兩年的工業性聚合物驅礦場試驗,目前已經初步見到降水增油的良好效果。借鑒陸地油田注聚區塊經驗,對聚合物驅試驗以來油水井動態變化特征進行分析總結,建立了適合海上油田特點的注聚前期油井見效標準,并對見效井特征進行了分析與評價。在此基礎上提出了改善注聚效果的優化配套措施,為建立海上油田優化注聚模式做出了有益摸索。

海上油田;聚合物驅;動態特征;優化技術;效果

近年來,海上油田出于高效高速開發的需求,在保持注水開發的同時引入并試驗開展了聚合物驅提高采收率技術。在渤海綏中36-1油田注聚先導性試驗基礎上[1],2007年10月錦州9-3油田西區開展了工業性聚合物驅礦場試驗,經過近兩年的注聚開發,目前注聚效果逐步顯現,注聚正由見效前期向明顯見效期過渡。及時總結注聚階段以來油水井注采動態特征、開展注聚優化配套措施研究,對于提高聚合物驅效果并為今后海上油田大規模推廣應用具有重要意義。

1 錦州9-3油田注聚概況

1.1 聚合物驅適用性分析

適合開展聚合物驅需具備一定的油藏條件,研究表明,油層的非均質性、油層溫度、地層水和注入水的礦化度、原油粘度、注入參數和方式等都直接影響聚合物驅效果[2]。經過對比篩選,確定錦州9-3油田西區開展聚合物驅主要基于以下優勢:首先,錦州9-3油田地質上以陸相三角洲沉積體系為主,儲層非均質性強,縱向上以正韻律和復合韻律發育為主,滲透率變異系數在0.7左右,有利于發揮聚合物驅改善波及體積效果;其次,錦州9-3油田原始地層水礦化度較低,在6 400mg/L左右,有利于減少聚合物的吸附及工作粘度的保持,改善油水流度比;第三,錦州9-3油田油層埋藏深度相對較淺,油層溫度較低,在油層中不會發生熱氧降解,同時有利于保持聚合物化學添加劑性能;第四,錦州9-3油田的地下原油粘度在16～26mPa·s左右,處于聚合物驅效果較好的范圍內;第五,錦州9-3油田注聚目標區為斷層控制的層狀構造油藏,不帶氣頂,邊水能量較弱,對注聚影響較小。

1.2 注聚方案設計與實施

在借鑒陸地油田經驗基礎上,選擇錦州9-3油田西區作為注聚目標區制定了西區整體注聚方案,注聚區控制地質儲量約1 500×104m3,設計注聚井8口,一線受效油井21口,采用合注合采方式,注入速度 3 450m3/d(0.045PV/年),注聚濃度 800 mg/L,連續注入5年(0.23PV),累積聚合物用量5 601t。油田自2007年10月第一口注聚井實施注聚,后續井分批逐步轉注,至2008年9月實現方案設計的8口注入井全部轉注聚。截至2009年5月,已累積注入聚合物溶液156×104m3,注入孔隙體積倍數0.052PV,當前平均注入速度0.05PV/a。

2 聚合物驅動態變化特征和效果評價

2.1 動態變化特征

(1)注聚井注入壓力呈現“上升-平穩”的過程,注入能力降低。注水井轉注聚前對部分高壓井實施了酸化降壓措施,注聚初期各井注入壓力上升較快,注聚1-2個月后井口壓力基本穩定,8口井平均壓力上升幅度2.5MPa;各注聚井初期視吸水指數呈現一定下降,霍爾曲線顯示各井注聚階段相比水驅階段斜率增大,普遍建立起一定滲流阻力(見表1)。與陸地油田相比[3-5],錦州9-3油田注聚井注入壓力及滲流阻力變化趨勢與陸地油田相類似,反映了注入井井底附近滲流特征發生改變,但各井注入壓力上升幅度及阻力系數大小不均勻,分析認為,其主要原因在于油田本身儲層非均質性較強,加之受注入水長期沖刷,地下滲流條件差異進一步加大,同時以往水驅階段采取的調剖、酸化等措施也對注入井能力產生了影響,因而造成注聚井動態變化趨勢存在一定差異。

表1 注聚井動態特征統計

(2)注聚區綜合含水下降,產油增加,產水降低。由于錦州9-3油田采用注聚井分批轉注的方式,因此注聚后綜合含水呈階段性變化特點:注聚前注聚區綜合含水71.5%,注聚初期綜合含水略有上升,但上升趨勢較注聚前明顯降低,隨注聚井相繼轉注聚后含水逐漸呈現平穩趨勢。2008年油田注水區含水上升率為3.4%,同期注聚區含水上升率僅為0.2%;主力注聚井投注約8個月、注聚量達到0.05 PV階段,油田綜合綜合含水開始呈現下降趨勢。截至2009年5月油田綜合含水68%,含水下降3.5%。與注聚前相比,注聚區日產油由944m3/d增加到1 161m3/d,與注水區相比,注聚起到了較為明顯的降水增油效果。

(3)注聚區油井動液面降低,生產壓差普遍增大。海上油田一般采用電潛泵方式生產,注聚后由于地層流動阻力增加,波及體積增大,流體推進速度變緩,地層供液能力相對降低。通過對有動液面資料的生產井對比發現,注聚區油井動液面普遍降低,降低幅度在100～200m左右,同注水區相比電泵井生產壓差由注聚前的3～4MPa提升到5～6 MPa左右。

(4)注聚區流體性質發生一定程度改變。根據陸地油田經驗,注聚見效階段隨著聚合物波及范圍不斷增大,原來水驅動用較差部位的地層原油被帶出從而引起流體性質的變化,通常呈現原油密度和粘度增大、產出水礦化度升高的現象。由于錦州9-3油田原油性質屬常規重質原油,本身密度較高,從注聚區油井產出流體性質監測結果看,原油密度變化不明顯,產出水礦化度則有較為明顯的升高,上升幅度在100～200mg/L左右。

2.2 聚合物驅效果評價

目前海上油田針對聚合物驅見效標準還沒有建立統一的認識,基于錦州9-3油田注聚階段動態特征,參考借鑒其他油田見效標準[6],提出了適合海上油田特點的注聚前期油井見效標準如下:①對應注聚井注聚實施5個月以上;②單井含水出現連續下降,含水下降值3%以上或在含水保持穩定的條件下,日增油量10%以上,且連續保持3個月以上;③水驅開發特征曲線發生明顯轉折。

根據此標準針對注聚區21口一線受效井進行分析,截至2009年5月共確定11口油井見效,采用驅替特征曲線法計算注聚累積增油量約1.7×104m3。從見效特點看,各見效井之間見效時間和見效程度差異較大,邊角井空間位置無明顯影響規律,反映了地層非均質性對注聚效果同樣存在較大影響;見效井普遍先見效后見聚,但相差時間較短,見效越早、見聚越晚的油井注聚增油效果越好。未見效井主要受以下幾個因素影響:①油田邊部物性較差,注采對應率低;②受斷層遮擋,聚驅受效慢;③受注入水及邊水作用影響;④層間矛盾突出,部分井層吸聚量少或不吸。

3 聚合物驅優化配套技術

3.1 注聚方案動態跟蹤調整

注聚初期,由于現場水質、管線流程、化學劑質量等工藝問題可能會對聚合物溶液質量造成較大影響,因此加強動態監測及方案跟蹤調整尤為重要。動態監測主要包括注聚井注入參數、聚合物溶液性質、油井聚合物產出濃度、地層流體性質、產吸剖面等內容。從渤海綏中36-1油田聚合物返吐試驗結果看,由于海上油田采用水源井地層水與產出水混注方式,及井下采取的先期礫石充填完井防砂工藝,對聚合物粘度帶來較大影響[7]。根據錦州9-3油田注聚初期井口動態監測結果,采用原方案設計注聚濃度難以達到設計要求井口粘度,因此注聚實施過程中及時采取提高注聚濃度、改進在線溶解工藝等措施,保證了聚合物井口有效粘度;同時根據注入井動態特征,將“多井一制”改為“多井多制”的注入模式:注聚初期適當采用高濃度調整吸聚剖面,擴大波及效果,注聚見效后靈活調整各井濃度,在物性好、注入壓力相對較低的區域,注聚井適當采用高濃度,在物性較差、注入壓力相對較高的靠斷層附近和邊部采用低濃度。

注聚井見效后,根據油井見效動態變化,合理調整注采結構。針對含水偏高、采出濃度大的井進行控液、卡水等措施,控制聚合物的無效采出,提高油層存聚率;對見效慢、平面采液強度偏低同時聚合物采出濃度低的井實施酸化解堵、提液引效等措施,改善地層滲流條件,提高低滲層動用程度。對應注聚井進行配注方案的跟蹤調整,從而做到均衡開采,最大限度的發揮聚合物驅效果。錦州9-3油田注聚以來先后實施油井卡水5井次、提液6井次、酸化3井次,注聚井調配72井次,油井平均含水下降3%,累積實現措施增油0.8×104m3。

3.2 完善注采井網,改變液流方向

陸地注聚經驗表明,注聚井網井距對注入速度和采液速度、見效時間以及見效程度都有直接影響,并最終決定提高采收率幅度,因此合理調整井網井距是保證注聚效果的重要基礎[8-9]。海上油田采用一套層系、多層合注合采和大井距開發條件下,注入速度過低導致注入周期長和見效晚,同時反九點法注采比相對較低,往往難以滿足注聚條件下地層注入能力需求,造成聚合物驅提高采收率幅度相對較低。通過實施老井轉注改變原有注水井網,能夠有效改變地下壓力場和流體分布,啟動非主流線附近剩余油,從而擴大波及體積。一般認為,五點法井網注聚效果較好,但海上油田開發井數少,在考慮不同井網的注聚效果的同時需對比不同轉注類型對產能損失的影響。通過指標對比優化,錦州9-3油田設計將原反九點法井網調整為行列式井網,相比于其他井網類型,不僅轉注井數少、產能損失相對較小,同時采用平行于物源方向和構造方向的行列式井網提高了砂體控制程度,也有利于后期部署井間加密井等剩余油挖潛措施。調整為行列式井網后井距可由400m縮小為200m,注采比由1∶2.6提高到1∶1.9,有效提高了地層供液能力,同時改變地下油水驅替方向,優化油井受效范圍。

3.3 分層注聚與分層調剖相結合,改善注入剖面

吸聚剖面測試表明,注聚雖然對緩解層間差異有一定作用,但整體層間矛盾依然沒有得到根本改善,主要吸水層仍然是主要吸聚層。以注聚井W7-3井為例,目的層為 I、III油組,注聚前后測得主要吸水層都為I油組的2號小層,相對吸水量分別為77.9%和67.13%,而 III油組的1號小層注聚前后都不吸水。因此,針對錦州9-3油田儲層非均質性強、層間差異大的特點,有必要開展分層注聚措施改善注入剖面,提高聚合物的有效利用率。采用同心雙管地面分層注聚工藝,能夠在有效減小剪切損失、保證聚合物工作粘度的同時,實現控制高滲儲層段吸水量,提高中、低滲儲層段吸水量及動用程度。通過W6-4井現場試驗應用此項技術后,周邊采油井在1個月左右開始見效,含水下降1%,取得了較好的改善聚驅效果。

實施分層注聚的同時,注聚過程中應根據動態監測的結果,針對段內高滲小層及大孔道竄流,適時采取調剖措施。2009年2月,W4-3井聚合物產出濃度突然升高至600mg/L左右,遠高于周邊井正常見聚濃度,出現聚竄跡象,通過吸水與產出剖面對比,綜合分析認為該井受臨近注聚井W4-2井 I油組聚竄影響。2009年4月對W4-2井 I油組實施分層調剖,II、III油組實施分層酸化措施,調剖后W4-3井見聚濃度明顯降低,含水下降2%,有效封堵了竄流大孔道。

3.4 開展聚表二元復合驅研究,擴大注聚效果

大量研究及現場試驗表明,由于聚合物驅油機理等因素的限制,聚合物驅后仍有60%左右的原油滯留地下,剩余油潛力依然很大。盡管海上油田聚合物驅目前剛剛起步,但從進一步擴大聚驅效果、提高聚驅后油藏采收率的角度出發,有必要未雨綢繆,及早開展聚驅后油藏剩余油分布機理及后續提高采收率技術研究。目前復合驅油技術被認為是繼聚合物驅后一種更有潛力的三次采油新技術,大慶、勝利等陸地油田已經開展了二元復合驅油體系的工業化先導試驗研究。相比聚合物驅,二元復合驅油既表現出了聚合物增加滲流阻力、擴大波及體積的特點,又表現出了活性劑提高驅油效率的特點,具有良好的應用前景。目前針對錦州9-3油田地質油藏特點,已開始進行二元復合驅油體系的可行性試驗研究。

4 結論

(1)錦州9-3油田實施聚合物驅一年多以來,起到了明顯的降水增油效果,油田生產能力得到了有效改善,聚合物驅油技術可望成為海上油田高效高速開發模式重要的開發手段。

(2)海上油田注聚動態特征與陸地油田類似,但由于海上油田采用大井距、大段防砂、多層合注合采的開發特點,注聚見效特征受儲層非均質性影響因素更大,因此及時總結注聚階段的油水井動態變化特征,建立完善海上油田注聚見效標準,對改善聚驅開發效果,提高整體經濟效益具有重要意義。

(3)聚合物驅對改善強非均質性地層剖面矛盾作用有限,注聚階段應根據動態監測結果采取相應的動態調整、優化注聚等系列配套措施,確保注聚效果。

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編輯:李金華

TE357

A

1673-8217(2010)02-0133-04

2009-10-12

鄭旭,碩士,1980年生,2006年畢業于西南石油大學油氣田開發工程專業,現主要從事油田管理及油藏工程方面研究工作。