文章编号:1673-8217(2010)02-0133-04渤海锦州9-3油田注聚动态分析及优化调整技术研究郑 旭,赵春明,王世民,雷 源(中国海洋石油(中国)有限公司天津分公司渤海油田勘探开发研究院,天津300452)摘要:渤海锦州9-3油田经过近两年的工业性聚合物驱矿场试验,目前已经初步见到降水增油的良好效果。
借鉴陆地油田注聚区块经验,对聚合物驱试验以来油水井动态变化特征进行分析总结,建立了适合海上油田特点的注聚前期油井见效标准,并对见效井特征进行了分析与评价。
在此基础上提出了改善注聚效果的优化配套措施,为建立海上油田优化注聚模式做出了有益摸索。
关键词:海上油田;聚合物驱;动态特征;优化技术;效果中图分类号:TE357 文献标识码:A近年来,海上油田出于高效高速开发的需求,在保持注水开发的同时引入并试验开展了聚合物驱提高采收率技术。
在渤海绥中36-1油田注聚先导性试验基础上[1],2007年10月锦州9-3油田西区开展了工业性聚合物驱矿场试验,经过近两年的注聚开发,目前注聚效果逐步显现,注聚正由见效前期向明显见效期过渡。
及时总结注聚阶段以来油水井注采动态特征、开展注聚优化配套措施研究,对于提高聚合物驱效果并为今后海上油田大规模推广应用具有重要意义。
1 锦州9-3油田注聚概况1.1 聚合物驱适用性分析适合开展聚合物驱需具备一定的油藏条件,研究表明,油层的非均质性、油层温度、地层水和注入水的矿化度、原油粘度、注入参数和方式等都直接影响聚合物驱效果[2]。
经过对比筛选,确定锦州9-3油田西区开展聚合物驱主要基于以下优势:首先,锦州9-3油田地质上以陆相三角洲沉积体系为主,储层非均质性强,纵向上以正韵律和复合韵律发育为主,渗透率变异系数在0.7左右,有利于发挥聚合物驱改善波及体积效果;其次,锦州9-3油田原始地层水矿化度较低,在6400mg/L左右,有利于减少聚合物的吸附及工作粘度的保持,改善油水流度比;第三,锦州9-3油田油层埋藏深度相对较浅,油层温度较低,在油层中不会发生热氧降解,同时有利于保持聚合物化学添加剂性能;第四,锦州9-3油田的地下原油粘度在16~26mPa s左右,处于聚合物驱效果较好的范围内;第五,锦州9-3油田注聚目标区为断层控制的层状构造油藏,不带气顶,边水能量较弱,对注聚影响较小。
1.2 注聚方案设计与实施在借鉴陆地油田经验基础上,选择锦州9-3油田西区作为注聚目标区制定了西区整体注聚方案,注聚区控制地质储量约1500104m3,设计注聚井8口,一线受效油井21口,采用合注合采方式,注入速度3450m3/d(0.045PV/年),注聚浓度800 m g/L,连续注入5年(0.23PV),累积聚合物用量5 601t。
油田自2007年10月第一口注聚井实施注聚,后续井分批逐步转注,至2008年9月实现方案设计的8口注入井全部转注聚。
截至2009年5月,已累积注入聚合物溶液156104m3,注入孔隙体积倍数0.052PV,当前平均注入速度0.05PV/a。
2 聚合物驱动态变化特征和效果评价2.1 动态变化特征(1)注聚井注入压力呈现!上升-平稳∀的过程,注入能力降低。
注水井转注聚前对部分高压井实施了酸化降压措施,注聚初期各井注入压力上升较快,注聚1-2个月后井口压力基本稳定,8口井平均压收稿日期:2009-10-12作者简介:郑旭,硕士,1980年生,2006年毕业于西南石油大学油气田开发工程专业,现主要从事油田管理及油藏工程方面研究工作。
石 油 地 质 与 工 程2010年3月 P ET ROL EU M G EOL OGY AN D ENGI NEERING 第24卷 第2期力上升幅度2.5M Pa;各注聚井初期视吸水指数呈现一定下降,霍尔曲线显示各井注聚阶段相比水驱阶段斜率增大,普遍建立起一定渗流阻力(见表1)。
与陆地油田相比[3-5],锦州9-3油田注聚井注入压力及渗流阻力变化趋势与陆地油田相类似,反映了注入井井底附近渗流特征发生改变,但各井注入压力上升幅度及阻力系数大小不均匀,分析认为,其主要原因在于油田本身储层非均质性较强,加之受注入水长期冲刷,地下渗流条件差异进一步加大,同时以往水驱阶段采取的调剖、酸化等措施也对注入井能力产生了影响,因而造成注聚井动态变化趋势存在一定差异。
表1 注聚井动态特征统计井号井口压力上升幅度/M Pa注聚前视吸水指数/(m 3 d -1 M Pa -1)注聚后视吸水指数/(m 3 d -1 M Pa -1)注聚阶段阻力系数注聚霍尔曲线斜率W4-2 2.33825 1.70.21W4-4 1.25861 1.20.16W5-3 2.54744 1.40.21W6-4 4.54836 2.20.25W6-6 1.95345 1.60.21W7-3 3.15341 1.20.23W8-4 1.56049 1.40.20W8-6 2.96442 1.30.23平均值2.553431.50.21(2)注聚区综合含水下降,产油增加,产水降低。
由于锦州9-3油田采用注聚井分批转注的方式,因此注聚后综合含水呈阶段性变化特点:注聚前注聚区综合含水71.5%,注聚初期综合含水略有上升,但上升趋势较注聚前明显降低,随注聚井相继转注聚后含水逐渐呈现平稳趋势。
2008年油田注水区含水上升率为3.4%,同期注聚区含水上升率仅为0.2%;主力注聚井投注约8个月、注聚量达到0.05PV 阶段,油田综合综合含水开始呈现下降趋势。
截至2009年5月油田综合含水68%,含水下降3.5%。
与注聚前相比,注聚区日产油由944m 3/d 增加到1161m 3/d,与注水区相比,注聚起到了较为明显的降水增油效果。
(3)注聚区油井动液面降低,生产压差普遍增大。
海上油田一般采用电潜泵方式生产,注聚后由于地层流动阻力增加,波及体积增大,流体推进速度变缓,地层供液能力相对降低。
通过对有动液面资料的生产井对比发现,注聚区油井动液面普遍降低,降低幅度在100~200m 左右,同注水区相比电泵井生产压差由注聚前的3~4MPa 提升到5~6MPa 左右。
(4)注聚区流体性质发生一定程度改变。
根据陆地油田经验,注聚见效阶段随着聚合物波及范围不断增大,原来水驱动用较差部位的地层原油被带出从而引起流体性质的变化,通常呈现原油密度和粘度增大、产出水矿化度升高的现象。
由于锦州9-3油田原油性质属常规重质原油,本身密度较高,从注聚区油井产出流体性质监测结果看,原油密度变化不明显,产出水矿化度则有较为明显的升高,上升幅度在100~200m g/L 左右。
2.2 聚合物驱效果评价目前海上油田针对聚合物驱见效标准还没有建立统一的认识,基于锦州9-3油田注聚阶段动态特征,参考借鉴其他油田见效标准[6],提出了适合海上油田特点的注聚前期油井见效标准如下:#对应注聚井注聚实施5个月以上;∃单井含水出现连续下降,含水下降值3%以上或在含水保持稳定的条件下,日增油量10%以上,且连续保持3个月以上;%水驱开发特征曲线发生明显转折。
根据此标准针对注聚区21口一线受效井进行分析,截至2009年5月共确定11口油井见效,采用驱替特征曲线法计算注聚累积增油量约1.7 104m 3。
从见效特点看,各见效井之间见效时间和见效程度差异较大,边角井空间位置无明显影响规律,反映了地层非均质性对注聚效果同样存在较大影响;见效井普遍先见效后见聚,但相差时间较短,见效越早、见聚越晚的油井注聚增油效果越好。
未见效井主要受以下几个因素影响:#油田边部物性较差,注采对应率低;∃受断层遮挡,聚驱受效慢;%受注入水及边水作用影响;&层间矛盾突出,部分井层吸聚量少或不吸。
3 聚合物驱优化配套技术3.1 注聚方案动态跟踪调整注聚初期,由于现场水质、管线流程、化学剂质134 石 油 地 质 与 工 程 2010年 第2期量等工艺问题可能会对聚合物溶液质量造成较大影响,因此加强动态监测及方案跟踪调整尤为重要。
动态监测主要包括注聚井注入参数、聚合物溶液性质、油井聚合物产出浓度、地层流体性质、产吸剖面等内容。
从渤海绥中36-1油田聚合物返吐试验结果看,由于海上油田采用水源井地层水与产出水混注方式,及井下采取的先期砾石充填完井防砂工艺,对聚合物粘度带来较大影响[7]。
根据锦州9-3油田注聚初期井口动态监测结果,采用原方案设计注聚浓度难以达到设计要求井口粘度,因此注聚实施过程中及时采取提高注聚浓度、改进在线溶解工艺等措施,保证了聚合物井口有效粘度;同时根据注入井动态特征,将!多井一制∀改为!多井多制∀的注入模式:注聚初期适当采用高浓度调整吸聚剖面,扩大波及效果,注聚见效后灵活调整各井浓度,在物性好、注入压力相对较低的区域,注聚井适当采用高浓度,在物性较差、注入压力相对较高的靠断层附近和边部采用低浓度。
注聚井见效后,根据油井见效动态变化,合理调整注采结构。
针对含水偏高、采出浓度大的井进行控液、卡水等措施,控制聚合物的无效采出,提高油层存聚率;对见效慢、平面采液强度偏低同时聚合物采出浓度低的井实施酸化解堵、提液引效等措施,改善地层渗流条件,提高低渗层动用程度。
对应注聚井进行配注方案的跟踪调整,从而做到均衡开采,最大限度的发挥聚合物驱效果。
锦州9-3油田注聚以来先后实施油井卡水5井次、提液6井次、酸化3井次,注聚井调配72井次,油井平均含水下降3%,累积实现措施增油0.8104m3。
3.2 完善注采井网,改变液流方向陆地注聚经验表明,注聚井网井距对注入速度和采液速度、见效时间以及见效程度都有直接影响,并最终决定提高采收率幅度,因此合理调整井网井距是保证注聚效果的重要基础[8-9]。
海上油田采用一套层系、多层合注合采和大井距开发条件下,注入速度过低导致注入周期长和见效晚,同时反九点法注采比相对较低,往往难以满足注聚条件下地层注入能力需求,造成聚合物驱提高采收率幅度相对较低。
通过实施老井转注改变原有注水井网,能够有效改变地下压力场和流体分布,启动非主流线附近剩余油,从而扩大波及体积。
一般认为,五点法井网注聚效果较好,但海上油田开发井数少,在考虑不同井网的注聚效果的同时需对比不同转注类型对产能损失的影响。
通过指标对比优化,锦州9-3油田设计将原反九点法井网调整为行列式井网,相比于其他井网类型,不仅转注井数少、产能损失相对较小,同时采用平行于物源方向和构造方向的行列式井网提高了砂体控制程度,也有利于后期部署井间加密井等剩余油挖潜措施。
调整为行列式井网后井距可由400m缩小为200m,注采比由1∋2.6提高到1∋1.9,有效提高了地层供液能力,同时改变地下油水驱替方向,优化油井受效范围。
3.3 分层注聚与分层调剖相结合,改善注入剖面吸聚剖面测试表明,注聚虽然对缓解层间差异有一定作用,但整体层间矛盾依然没有得到根本改善,主要吸水层仍然是主要吸聚层。
