海上油田早期注聚提液技术政策界限研究——以渤海A油田为例

第36卷 第6期 陕西科技大学学报 V o l.36N o.6 2018年12月 J o u r n a l o f S h a a n x iU n i v e r s i t y o f S c i e n c e&T e c h n o l o g y D e c.2018* 文章编号:2096-398X(2018)06-0098-05渤海稠油油田聚合物驱阶段注采特征研究敖文君1,阚 亮1,田津杰1,王成胜1,2,陈 斌1,吴雅丽1,吴彬彬1(1.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司,天津 300452;2.海洋石油高效开发国家重点实验室,北京 100028)摘 要:渤海某一油田为普通稠油油田,在注聚过程中出现了产液下降过快,含水率高,产能释放困难等问题,本文利用室内物理模拟与数值模拟方法,并结合理论分析,根据目标油田的油藏特征,研究了在直接注聚,含水率分别为42%㊁58%以及75%时转聚时机下,聚合物驱过程中的含水率㊁产液指数以及采油量的变化规律,同时研究了适合目标油田最佳的开采方式.结果表明:四个注聚阶段的最终采收率分别为61.75%㊁59.24%㊁57.12%㊁56.44%,注聚越早采收率越高,且最低含水率值越小,水驱不同时刻转聚驱后,产液指数均下降,但注聚时机越晚,产液指数降低范围越大,且产液指数上升越晚,提早注聚,有利于降低注聚过程中产液下降过快的问题.数值模拟结果表明,注聚后,原油在油层内富集形成油墙,向边井㊁角井运移,使生产压差增大,产液指数降低.通过对比不同聚合注入方式,表明聚合物梯次降浓度注入,其最终的采收率比单一段塞及梯次增浓度注入分别提高4.58%㊁3.21%,聚合物梯次降浓度注入,对高渗层封堵效率更高,中低渗透层可以得到更好的动用.关键词:稠油油田;聚合物驱;注聚时机;产液指数;注采特征中图分类号:T E357 文献标志码:AS t u d y o f t h e p e r f o r m a n c e c h a r a c t e r i s t i c s o f i n j e c t i o na n d p r o d u c t i o no nd i f fe r e n t s t a g e s i n p o l y m e rf l o o d i ng o fB oh ai h e a v y o i l f i e l dA O W e n-j u n1,K A N L i a n g1,T I A NJ i n-j i e1,WA N GC h e n g-s h e n g1,2,C H E NB i n1,WU Y a-l i1,WU B i n-b i n1(1.C N O O CE n e r t e c h-D r i l l i n g&P r o d u c t i o nC o.,T i a n j i n300452,C h i n a;2.S t a t eK e y L a b o r a t o r y o fO f f s h o r eO i l E x p l o i t a t i o n,B e i j i n g100028,C h i n a)A b s t r a c t:D u r i n g t h e p r o c e s so f p o l y m e r f l o o d i n g,p r o b l e m s s u c ha se x c e s s i v e l i q u i d p r o d u c-t i o n,h i g h m o i s t u r ec o n t e n t a n dd i f f i c u l t r e l e a s eo f p r o d u c t i o nc a p a c i t y w e r ee n c o u n t e r e d i nB o h a i h e a v y o i l f i e l d.I nt h i s p a p e r,b a s e do nt h er e s e r v o i rc h a r a c t e r i s t i c so f t h e t a r g e to i l-f i e l d,t h e v a r i a t i o n l a wo fw a t e r c u t,l i q u i d p r o d u c t i o n i n d e xa n do i l r e c o v e r y a r e s t u d i e d,u n-d e r t h e c o n d i t i o n so fd i r e c t p o l y m e r f l o o d i n g,o r p o l y m e r f l o o d i n g w i t h w a t e rc u to f42%,58%a n d75%r e s p e c t i v e l y,t h r o u g hi n d o o r p h y s i c a ls i m u l a t i o na n d n u m e r i c a ls i m u l a t i o nm e t h o d.T h e r e s u l t s s h o w e d t h a t t h e f i n a l r e c o v e r y r a t e s o f t h e f o u r p o l y m e r i n j e c t i o n s t a g e s*收稿日期:2018-07-26基金项目:国家科技重大专项项目(2016Z X05025-001-003);中国海洋石油总公司科研项目(C N O O C-K J135K J X M N F G J2016-04)作者简介:敖文君(1989-),男,天津人,工程师,研究方向:提高采收率与油气田开发第6期敖文君等:渤海稠油油田聚合物驱阶段注采特征研究w e r e61.75%,59.24%,57.12%a n d56.44%r e s p e c t i v e l y.T h e e a r l i e r t h e p o l y m e r i n j e c t i o n, t h eh i g h e r t h e r e c o v e r y a n dt h es m a l l e r t h em i n i m u m w a t e r c u t.A f t e r p o l y m e r f l o o d i n g a td i f fe r e n t t i m e s,t h e i n d e x of l i q u i d p r o d u c t i o n d e c r e a s e s,b u t t h e l a t e r t h e i n j e c t i o n t i m e i s,t h e l a rg e r th e d e c r e a si n g r a n g e o f t h e i n d e xo f l i q u i d p r o d u c t i o n i s,a n d t h e l a t e r t h e i n d e xo f l i q-u i d p r o d u c t i o n r i s e s,t h e e a r l i e r t h e i nj e c t i o n i s,w h i c h i s h e l p f u l t o r e d u c e t h e p r o b l e mo f r a p-i dd e c l i n e o f l i q u i d p r o d u c t i o n i n t h e p r o c e s so f p o l y m e r f l o o d i n g.T h en u m e r i c a l s i m u l a t i o nr e s u l t s s h o wt h a ta f t e r p o l y m e r i n j e c t i o n,c r u d eo i l e n r i c h e s i nt h er e s e r v o i ra n df o r m so i l w a l l,m i g r a t e s t o s i d ew e l l s a n da n g l ew e l l s,w h i c h i n c r e a s e s t h e p r o d u c t i o n p r e s s u r ed i f f e r-e n c ea n dd e c r e a s e st h el i q u i d p r o d u c t i o ni n d e x.B y c o m p a r i n g d if f e r e n t p o l y m e ri n j e c t i o nm o d e s,i t i s s h o w n t h a t t h e b e s t p o l y m e r i n j e c t i o nm o d e i s s t e p-d o w n c o n c e n t r a t i o n i n j e c t i o n,a n d t h eu l t i m a t e r e c o v e r y i s4.58%a n d3.21%h i g h e r t h a nt h a t o f s i n g l e s l u g a n ds t e p-u pc o n c e n t r a t i o ni n j e c t i o n,r e s p e c t i v e l y.T h e p o l y m e rs t e p-d o w n c o n ce n t r a t i o ni n j e c t i o n h a sh i g h e r p l u g g i n g e f f i c i e n c y f o rh i g h p e r m e a b i l i t y l a y e r a n db e t t e ru t i l i z a t i o nf o rm e d i u ma n d l o w p e r m e a b i l i t y l a y e r.K e y w o r d s:h e a v y o i l f i e l d;p o l y m e r f l o o d i n g;p o l y m e r i n j e c t i o nt i m e;l i q u i d p r o d u c t i o n i n-d e x;i n j e c t i o n p r o d u c t i o n c h a r a c t e r i s t i c s0 引言聚合物驱是渤海稠油油田高效开发的方式之一,聚合物驱通过增加水相的粘度,改善流度比,从而可以有效的提高波及效率,降低残余油饱和度,提高原油采收率[1-3].影响聚合物采出程度的因素有很多,如注入时机㊁注入参数㊁储层非均质性㊁聚合物溶液性能㊁地层流体性质等,不同的因素会对聚合物驱开采效果不同[4-6].但与陆地油田不同,海上油田因受到开发时间和空间的限制,海上平台空间小,且开发寿命有限㊁开发投资风险也高[7,8].因此,相比于陆地油田一般在水驱98%以后才开始转注聚合物,海上油田为了在较短的时间内取得最大的经济效果,其注聚时机更早,注聚时机是影响海上聚合物驱较重要的一个因素.本文以渤海某一注聚普通稠油油田为基础,该油田具有密度大,粘度高㊁胶质沥青含量高等特点,属于重质稠油,地层原油粘度在37.5~154.2 m P a㊃s之间,平均地层原油粘度为95.2m P a㊃s,同时,该油田区块非均质性严重,孔隙度在28%~35%之间,平均孔隙度31%,渗透率主要分布在250~ 6500×10-3毺m2之间,具体可分为低㊁中㊁高三个区间,渗透率变异系数范围为0.2~1.0,平均变异系数为0.62,主要渗透率级差范围为3~13,平均渗透率级差为6.该油田在早期(含水率<75%)开始注聚,注聚后产液下降20%~34%,含水平稳,产油下降36%~48%,严重影响了聚驱的效果.同时在聚合物驱的过程中,因油层非均质性强,聚合物的注入使渗流阻力增加,注聚井压力升高,油井产能释放困难,因此有必要针对该目标油田的特征,开展聚合物驱阶段产液变化特征,为海上注聚油田产液下降以及含水上升等问题提供指导意见.本文以该油田为基础,通过室内物理模拟实验与数值模拟方法,研究了不同注聚时机下,聚合物驱过程中含水率㊁压力㊁产液指数以及驱油效果的变化特征.1 实验部分1.1 实验装置及参数物理模拟驱油实验装置主要由驱替系统(I S C O高压高精度柱塞泵)㊁加热保温系统(F Y-3型恒温箱)㊁压力采集系统(精密压力传感器,精度0.0001M P a)㊁以及液量采集系统组成,驱替系统㊁加热保温系统以及压力控制系统通过计算机实时监测注入液量㊁温度以及压力等数据的变化,减少误差,保证测量精度.实验参数主要如表1所示.表1 实验参数实验材料规格物性岩心尺寸/c m4.5*4.5*30岩心渗透率/m d4000/1500/600孔隙度/%30~32初始含油饱和度/%77~78聚合物浓度/(m g/L)2000聚合物剪切后粘度/(m P a㊃s)55~58模拟油粘度/(m P a㊃s)70模拟水矿化度/(m g/L)6072.18注入速度/(m L/m i n)0.87实验温度/℃65㊃99㊃陕西科技大学学报第36卷1.2 实验方案岩心饱和油后进行驱油实验,方案一,直接注0.3P V聚合物后转后续水驱实验,至含水率为98%;方案二㊁三㊁四,当产出端含水率分别为42%㊁58%㊁75%时,转注聚合物溶液0.3P V,然后再后续水驱至含水率98%,记录整个驱替过程中压力㊁产液量㊁产油量的变化,并计算得到含水率㊁产液指数的变化规律以及驱油效率.1.3 实验结果与分析1.3.1 不同注聚时机下,含水率的变化特征从图1的含水率变化曲线可以看出,饱和油后直接注聚时,注入聚合物0.28P V后油井才开始见水,而在含水42%㊁58%㊁75%时转注聚合物方案下,油井在注水0.08P V左右时就见水,采用直接注聚方式,油井见水时间得到很大推迟,这也保证了直接注聚采收率更高,其原因是,直接注聚时,聚合物体系直接进入高渗透率层,对高渗透率层进行了有效的封堵,转水驱后,因发生剖面反转[9],使中㊁低渗透率层在水驱初始阶段就得到了有效的动用.在直接注聚条件下,油井见水后,含水率迅速单调上升,没有出现含水率曲线的下降漏斗现象.随着注聚合物前水驱注入量的逐渐增加,含水率曲线具有下降漏斗现象.同时可以看出,转注聚时间越早,含水率曲线下降漏斗最低值越下,水驱含水率42%㊁58%㊁75%条件下,下降漏斗的最低含水率分别为27.27%㊁38.75%以及44.72%.由此可见,越早注聚,越有利于含水率的降低,对于海上油田,在油藏条件与经济条件允许的情况下,应尽可能的采取早期注聚.图1 不同注聚时机下含水率的变化曲线1.3.2 不同注聚时机下,采出程度与产油量的变化特征图2㊁图3为不同注聚时机条件下,驱油效率与产油量的对比曲线.由图2可知,转注聚时机越早,采收率越高,且达到同一采收率所需要的注入体系P V数越少.结合图3的产油量变化曲线也可以看出,注聚时机越早,产油量的高产期越早,这是因为注聚时机越早,高渗透率层得到有效封堵,中㊁低渗透率层动用程度越早,聚合物段塞在高渗透率层吸附滞留时间更长,中㊁低渗透率层中更多原油被驱替[10,11],油井见水更晚,使得低含水以及无水的稳定产油期得到延长.这与含水率变化曲线中的下降漏斗具有相对应的关系,也说明了对于海上油田,由于平台寿命比陆地油田短,从加快开采速度㊁日产油量以及无水与低水产油期考虑,在较低含水期转注聚合物,在保证经济效益的同时,还可以明显的提高原油采收率.但提早转注聚的时机还要根据目标油田的实际特征进行,虽然注聚时机越早,油田最终的采收率越高,但同时,注聚时机越早,所造成的井底压力会越高,早期投入的设备与设施成本也会更高,因此,油田在早期注聚时,一般都会先进行注水开采一段时间,以此来防止早期注聚井底压力过高的问题.针对渤海稠油油藏出现的产液下降,产能释放困难等问题,在采取提早转注聚时机时,应同时考虑油藏现阶段开采特征及经济效益进行选择.图2 不同注聚时机下采出程度的变化曲线图3 不同注聚时机下产油量的变化曲线1.3.3 不同注聚时机下,产液指数的变化特征对于注聚油田,聚合物驱过程中的产液变化规律一般通过油田开发过程中的产液指数的变化来判断,针对渤海注聚油田产液下降问题,对比分析了不同注聚时机下,注聚合物过程中产液指数的变㊃001㊃第6期敖文君等:渤海稠油油田聚合物驱阶段注采特征研究化规律(如图4所示).结果表明,在水驱阶段,产液指数随体系注入P V 数的增加,而迅速上升,注入聚合物后,产液指数快速下降,在注聚结束进行后续水驱时,产液指数又立刻增大.产生这种变化的主要原因是,注入聚合物后,因体系粘度增加,聚合物体系对原有的高渗层进行封堵,注入压力压力升高,原油在储层内聚集,并形成了油墙[12],受到聚合物的挤压,缓慢向生产井运移,导致生产井产液量降低,而注入井压力升高,所以产液指数较低.同时还可以看出,产液指数随注聚时机的延后,下降延后,从注入聚合物开始,在体系注入P V 数小于2.0P V 时,转注时机越早,产液指数越高,体系注入P V 数大于2.0P V 后,转注时机越早,产液指数越低,这与含水率的以及采出程度变化曲线具有相似的关系.因此针对产液量下降问题,可以根据目标油田的实际生产特征,选择合理的转注聚时机进行提早注聚,避免产液下降太低,影响最终的开采效果.图4 不同注聚时机下产液指数的变化曲线2 数值模拟结合油田的实际生产状况,选取注聚时机为含水率70%时,利用E c l i p s e 数值模拟软件建立数值模拟模型进行产液特征研究,并对比了不同注采方式对开采效果的影响.2.1 模型参数数值模型为三层非均质平面模型,网格数71×71×3(井距350m ),渗透率分别为3700m P a ㊃s㊁1600m P a ㊃s ㊁600m P a ㊃s ,注聚主要开发参数为注聚浓度2000m g /L ㊁粘度12m P a ㊃s ,残余阻力系数1.5,注采比1∶1,不可及孔隙体积0.18.2.2 数值模拟结果图5㊁图6为通过数值模拟得到的注入过程中,不同井压力㊁含水率以及产液指数的变化规律.从图5可以看出,注入0.3P V 聚合物后,注入井压力快速上升,但生产井含水率并不是随聚合物的注入立刻就降低,而是有一定的延迟时间,而生产井的井底压力在注入聚合物后出现了下降的现象,产生这种变化的原因是,在注入聚合物后,因聚合物溶液粘度高,并不像注入水一样,已经在油藏内形成了优势通道,而是在注入井附近聚集,并向注入井周围波及,扩大了注入体系的波及范围.产生的结果是原油在油层内富集聚并,逐渐形成油墙,在聚合物的作用下,油墙被推向生产井方向移动,生产井的能量得不到补充,这样当油墙推至边井角井附近时,边井㊁脚井含水率开始下降,同时井底压力也下降.结合图6产液指数的变化规律也可以看出,产液指数与含水率的变化具有同步的关系,注一定量聚合物后产液指数才开始下降,聚驱结束转后续水驱后,产液指数开始快速上升.而只水驱,不注聚合物时,并不会出现产液指数下降的现象[13,14],由此也可以说明,聚合物驱过程中的产液下降是一个正常的现象,但产液下降有一个合理的下降范围.超过或者低于这个范围都有可能是产液下降异常,因此,有待进一步研究聚合物驱异常的影响因素,确定产液下降的合理幅度,才能更好的解决海上聚驱油田产液下降的问题.图5注入压力与含水率的关系曲线图6 产液指数与含水率的关系曲线㊃101㊃陕西科技大学学报第36卷3 注采方式对开采效果的影响目前渤海该目标油田的注聚时机为含水率70%时转注聚,针对该目标油田注聚注采特征的变化,在此基础上,研究了不同的段塞组合方式对开采效果的影响.注采方式为以下三种:方案一:水驱至含水70%+注0.3P V 聚合物(浓度1750m g/L )+后续水驱至含水98%;方案二:水驱至含水70%+注0.1P V 聚合物(浓度2250m g/L )+0.1P V 聚合物(浓度1750m g /L )+0.1P V 聚合物(浓度1000m g /L )+后续水驱至含水98%;方案三:水驱至含水70%+注0.1P V 聚合物(浓度1000m g/L )+0.1P V 聚合物(浓度1750m g /L )+0.1P V 聚合物(浓度2250m g /L )+后续水驱至含水98%.不同段塞组合方式对采收率的影响见表2所示.由表2可知,三种段注入方式下,最终的采收率分别为49.69%㊁54.24%㊁51.06%,变黏度多段赛注入提高采收的程度均比单一段塞高,但驱油效果最好的是段塞组合方式是先高黏度,再阶梯低粘度驱,其最终采收率比其余两种方式分别提高4.58%㊁3.21%,其原因是先高浓度驱,可以优选对高渗透率层进行有效封堵,低浓度聚合物可以顺利进入中㊁低渗透率层,极大了提高了中㊁低渗透率层的驱油效率,如果先低浓度㊁再高浓度,则低浓度的聚合物对高渗透率层难以形成有效封堵,会沿高渗层突出,导致低渗透率层的原油难以采出.表2 不同注采方式的开采效果方案水驱聚合物驱后续水驱最终采收率/%10.3P V 聚合物(浓度1750m g /L)49.69270%0.1P V2250m g/L 聚合物+0.1P V1750m g /L 聚合物+0.1P V1000m g /L 聚合物98%54.2730.1P V1000m g /L 聚合物+0.1P V1750m g /L 聚合物+0.1P V2250m g/L 聚合物51.064 结论(1)直接注聚,含水率曲线不会出现下降漏斗.水驱后转注聚合物,注聚时机越早,最终的采收率程度越高,产油量的高产期越早,且生产井见水更晚,含水率下降漏斗值越低.但不同油藏地质条件有差异,应根据不同油藏的特征选取合适的转注时机.(2)物理实验与数值模拟表明,注聚合物后都会出现产液指数下降的现象,且产液指数随注聚时机的延后,下降延后,在一定量的注入体系范围内,转注时机越早,产液指数越高,注入体系超过该范围后,转注时机越早,产液指数越低.(3)对于目标油藏,最佳的开采注入方式是聚合物梯次降浓度注入,其最终的采收率比单元段塞及梯次增浓度注入分别提高4.58%㊁3.21%,聚合物梯次降浓度注入,对高渗层封堵效率更高,中低渗透层可以得到更好的动用.参考文献[1]王智林,杨胜来,雷 浩,等.海上厚油层注聚时机对波及效率及前缘的影响研究[J ].科学技术与工程,2017,17(2):197-202.[2]沈 非,程林松,黄世军,等.不同注聚时机聚合物驱含水率变化规律研究[J ].科学技术与工程,2016,16(17):149-152,161.[3]W a n g D M ,S e r i g h t RS ,S h a o ZB ,e t a l .K e y a s p e c t s o f p r o je c t d e s i g nf o r p o l y m e r f l o o d i ng a t th eD a qi n g o i l f i e l d [J ].S P E r e s -e r v o i rE v a l u a t i o n&E n g i n e e r i n g ,2008,11:1117-1124.[4]高文君,李 宁,侯程程,等.2种无因次采液指数与含水率关系式的建立及优选[J ].新疆石油地质,2015,36(1):70-74.[5]赵长久,赵 群,么世椿.三元复合驱吸水指数和产液指数计算方法[J ].复杂油气藏,2014,7(3):72-75.[6]于 群.不同时机聚驱剩余油分布规律研究[J ].精细石油化工进展,2014,15(2):1-4.[7]张贤松,唐恩高,谢晓庆,等.海上油田早期注聚开发特征及注入方式研究[J 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第25卷第#期断块油气田FAULT-BLOCK OIL & GAS FIELD2018年5月doi: 10.6056/dkyqt201803001渤海海域A油田物源体系新认识刘喜林，李云鹏，刘宗宾，李红英，刘斌(中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津300459)基金项目：国家科技重大专项“渤海油田高效开发示范工程'（2016ZX05058)摘要应用重矿物特征、古地貌分析及均方根属性的静态分析法，结合地层水化学特征动态分析法，对渤海A油田东营组物源体系进行研究。

结果表明，渤海A油田存在西北、西部2个方向的物源，其北区主要受燕山古隆起控制，南区主要受古长滩河控制。

A油田发育2个辫状河三角洲沉积朵叶体，在不同沉积期，朵叶体之间存在不交会、弱交会、叠置3种接触方式。

创新性地运用地层水化学特征分析“双物源”模式，动静结合，解决了油田开发生产中为断加剧的矛盾问题，为油田中后期开发提供有效的指导和借鉴。

关键词重矿物；古地貌分析；地震属性分析；地层水化学特征；渤海海域中图分类号：TE121.3 文献标志码：ANew understanding of source system of A oilfield in Bohai Sea areaLIU Xilin, LI Yunpeng, LIU Zongbin, LI Hongying, LIU Bin(Bohai Oilfield Research Institute, Tianjin Branch of CNOOC Ltd., Tianjin 300459, China) Abstract：Based on the characteristics of heavy mineral, the analysis of palaeo-geomorphology, and the static analysis of the root mean square, this paper discusses the source system of Dongying Group in the Bohai A oilfield by combining the dynamic analysis of the characteristics of formation water chemistry. The results show that there are two sources in the northwest and southwest of BohaiA oilfield, the northern part of the oil field is mainly controlled by the Yanshanian ancient uplift, and the southern area is mainlycontrolled by the ancient Long Beach. Two braided river delta deposits developed in the A oilfield. In different sedimentary periods, there are three kinds of contact modes that do not mix, weakly meet and overlap. Innovative use of formation water chemistry characteristics to analyze the '’dual sources’’model by dynamic and static combination solves the growing contradictions of the development of oil field, which provides an effective guidance and reference for the future development.Key words：heavy mineral; analysis of palaeo-geomorphology; seismic attribute analysis; chemistry characteristics of formation water, Bohai Sea area0引言渤海海域A油田是一个海上大中型油田，构造上 位于辽西凹陷中段，东侧紧邻辽西低凸起，是辽西1号 大断层下降盘上的一个断块构造[1]，发育由辽西1号 大断层派生的次级断层。

渤海聚合物驱油藏技术经济界限及分类张贤松;孙福街;谢晓庆;康晓东;李保振【摘要】根据油藏特征,利用经济分析和数值模拟手段,研究了渤海油田聚合物驱油藏筛选指标的技术经济界限,把该地区适宜聚合物驱油藏细分为4类.潜力评价表明,渤海油田整体聚合物驱平均提高采收率可达5.92％,其中工类和Ⅱ类油藏聚合物驱的技术经济指标较好、潜力大、风险性小.目前,在渤海油田开展的聚合物驱矿场试验取得了明显的控水降水和增油效果,工类和Ⅱ类油藏聚合物驱将成为该地区常规稠油提高采收率的主要技术方向.【期刊名称】《中国海上油气》【年(卷),期】2014(026)005【总页数】5页(P51-54,69)【关键词】渤海;聚合物驱;油藏筛选指标;技术经济界限;油藏分类;潜力评价【作者】张贤松;孙福街;谢晓庆;康晓东;李保振【作者单位】海洋石油高效开发国家重点实验室; 中海油研究总院;海洋石油高效开发国家重点实验室;海洋石油高效开发国家重点实验室; 中海油研究总院;海洋石油高效开发国家重点实验室; 中海油研究总院;海洋石油高效开发国家重点实验室; 中海油研究总院【正文语种】中文陆地油田聚合物驱研究与实践证明,油藏深度、油藏温度、原油粘度以及地层水矿化度是影响其技术经济效果的主要油藏因素和筛选指标。

渤海油田以陆相沉积为主,油层非均质性较强,原油粘度较大,水驱采收率不高,聚合物驱是提高这类油藏采收率的有效技术[1-3]。

与陆上油田相比,渤海油田聚合物驱各筛选指标的分布区间大,尤其原油粘度偏大(图1),地层水矿化度尤其是二价离子含量普遍偏高,有必要对油藏进行详细分类,并对聚合物驱提高采收率潜力进行分类评价,从而降低该地区实施聚合物驱的风险[4-5]。

本文采用经济分析和数值模拟方法,给出了渤海油田聚合物驱筛选指标的技术经济界限,筛选出适宜聚合物驱油藏33个,并划分为4类油藏类型,其中Ⅰ类和Ⅱ类油藏聚合物驱的技术经济指标较好、潜力大、风险性小。

渤海辽中凹陷古近系沉积演化与有利区带预测——以辽东湾地区A油田为例郑华;宋洪亮;王双龙;王树涛;颜冠山【期刊名称】《海洋科学前沿》【年(卷),期】2022(9)4【摘要】A油田位于渤海辽东湾海域,东块沙河街组储层厚度较大,受沉积控制,储层呈现横向变化快的特点,西块东营组沉积厚度大,多期砂体叠置连片,隔夹层发育,而且井点多分布在构造高部位,分布不均匀,需要开展精细储层研究,进一步明确油田储层沉积特征。

通过开展构造–沉积演化分析,同时充分利用岩石学特征、沉积构造、测井相特征等开展相分析和沉积环境研究,结合对录井资料、岩石结构、粒度分析以及电性特征分析等,在渤海A油田东营组和沙河街组识别出沉积相类型。

综合分析油田区域范围内各地层的沉积环境,分析认为东二段主要为三角洲相沉积,东三段主要为辫状河三角洲和湖泊相沉积,沙河街组主要为扇三角洲和湖泊相沉积,从而进一步深化了沉积演化认识。

研究结果表明,受构造沉积综合控制,5、6井区依附于走滑断层,位于沟谷与物源供给配置较好的区域,是导致砂体富积、东营组高砂地比层段的主要原因。

【总页数】8页(P233-240)【作者】郑华;宋洪亮;王双龙;王树涛;颜冠山【作者单位】中海石油(中国)有限公司天津分公司【正文语种】中文【中图分类】P61【相关文献】1.柴西红三旱一号-牛鼻子梁地区新近系沉积演化与有利区带预测2.渤海海域辽东湾地区古近系钙质砂岩成因及分布——以锦州25-1油田3井区沙三段为例3.黄骅坳陷中区古近系东营组沉积特征及有利勘探区带预测4.冀中饶阳凹陷蠡县斜坡北段古近系沙河街组沉积相及成藏有利区带5.渤海古近系复杂断块油藏潜力识别技术研究——以辽中凹陷W油田为例因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。

海上稠油油藏早期注聚最佳时机的确定张凤久【摘要】受经济性及平台寿命限制,海上油田开发须在较短时间内尽可能获得最大采出程度和效益.设计了不同孔隙体积注入水转聚实验和不同注水体积微观可视化驱替实验,结果表明水驱前缘突破前注聚合物能够有效扩大波及效率.进一步结合一维贝克莱渗流理论,利用油水/油聚相渗曲线,研究了海上油田转聚时机范围,认为含水快速上升阶段为最佳注聚时机,并且地层原油黏度越大,注聚时机越提前;对于黏度为25.9、70.0、122.8mPa·s等具有代表性的海上稠油油藏,其最佳转注时机分别为油藏含水饱和度在0.186、0.252、0.354(油藏含水34％、49％、56％)左右.在渤海S稠油油田实施了聚合物驱矿场试验,注聚初期含水率为68％,截至2017年12月累增油量达到464.5万m3,这表明早期注聚能够实现海上油田平台有效期内早拿油、快拿油、多拿油的预期目标.【期刊名称】《中国海上油气》【年(卷),期】2018(030)003【总页数】6页(P89-94)【关键词】稠油油藏;早期注聚;注入时机;波及效率【作者】张凤久【作者单位】海洋石油高效开发国家重点实验室北京 100028【正文语种】中文【中图分类】TE345作为国家石油供给的重要支柱，中国海上油田的年产量已逾6 000×104t油当量，其持续稳产、上产是国家能源安全保障的重要战略需要[1]。

然而，中国海上油田总储量的70%左右是稠油，其ODP设计水驱采收率仅为18%～20%，油田注水开发结束后仍有80%的稠油资源遗留地下难以被利用[2-3]。

近年来，随着对普通稠油油藏认识的进一步深入和聚合物驱机理与技术的不断发展，聚合物驱在水驱稠油油藏开发中得到了广泛应用。

水驱稠油油藏的采收率较稀油油藏低，水驱后稠油油藏中有更多的剩余油，注入聚合物溶液有利于稳油控水，提高稠油资源的利用效率。

对水驱稠油油藏聚合物驱转注时机，国内外学者进行了一系列的室内模拟/实验[4-7]，研究表明转注时机越早驱油效果越好，含水率为0时转注聚的驱油效果最佳；但此时注入压力太高，存在注入性问题，不适宜矿场应用。