海上油田早期注聚开发特征及注入方式研究

张贤松，唐恩高，谢晓庆 （海洋石油高效开发国家重点实验室；中海油研究总院，北京100027）

郑伟 （中海油研究总院，北京100027）

油田开发实践表明，当油田含水进入高含水期后，要采用提高采收率技术来提高油田开发效果[1，2]。由于陆上油田不受开发时间和空间的限制，提高采收率措施通常是在高含水或特高含水期开展，具有较明显的一次采油、二次采油、三次采油开发的阶段性[3，4]。海上与陆地油田开采最大的不同之处在于平台寿命有限，一般低于30年，因此提高采收率时机的选择对于海上油田至关重要，如何在有限的平台寿命期内尽可能地提高采出程度是实现海上油田高效开采的关键[5，6]。鉴于海上油田开发平台寿命的时效性和开发投资的风险性，决定了海上油田实施聚合物驱技术应突出一个 “早”字。目前，国内外尚无关于早期注聚的相关研究，在我国渤海油田也仅是处于探索阶段，海上L油田开展了典型的早期注聚现场实践[7，8]。笔者在早期注聚时机、注入特征及注入方式等方面进行了进一步研究，为早期注聚提高采收率开发方式提供技术依据[9～12]。研究表明：注聚时机越早，阶段采出程度和最终采收率均比后期注聚的开发指标高；海上早期注聚开发方式采取与陆上传统相反的模式：先低浓度后高浓度的驱替组合方式，以提前聚合物驱的时机，使油田开发全过程保持较高的注采速度；海上L油田实施早期注聚开发方式，采油速度一直维持在近3%，证明实施早期注聚是可行和高效的。

1 海上油田早期注聚开发特征

海上油田具有原油黏度高、注入水矿化度高、油层厚、井距大和平台寿命期短等开发特殊性，要求采用抗盐型和增黏型聚合物驱油剂，特别是要在平台寿命期内最大限度地提高采出程度，要求海上油田提前注聚，以降低海上油田实施提高采收率技术的风险性。

以海上某典型油田 （L油田）为例，其油藏温度为65℃，平均渗透率1500mD，地下平均原油黏度70mPa·s，选取具有代表性的地质参数、流体参数和开采参数，建立相应注采井网为300m的九点井网典型油藏模型 （网格数30×30×5，网格尺寸20m×20m×5m）。注聚的主要开发参数为连续注聚5年，注聚速度0.035PV/a，注入聚合物质量浓度1750mg/L，相应工作液地下黏度8mPa·s。应用商业软件Polymer模块，研究了不同时机聚合物驱可行性和开发效果，分别对未注水直接注聚、含水率分别为0、10%、30%、50%及70%等不同时机注聚的开发效果与注水开发效果进行了研究，对比结果见图1和图2。可以看出，与水驱相比，不同时机聚合物驱采出程度均有大幅度提高；转注聚时机越早，开发效果越好：在开发有效期内，早期注聚能够在较长的时间内使含水率保持在较低的水平，获得更高的采出程度。

图1 不同时机聚驱采出程度

图2 不同时机聚驱含水率变化

对比不同时机聚合物驱的开发效果，实质上是比较在整个开发过程中，包括前期水驱、聚合物驱及后续水驱三种组合方式的开发效果。为了表征不同时机进行聚合物驱的综合开发效果，定义换油效率公式如下：

式中：Npp、Npw分别为评价计算时刻t聚合物驱、水驱累计产油量，104t；Wip为评价计算时刻t聚合物驱累计注入量，104t；t、t0分别为评价计算时刻和开始注聚时刻，d。

根据式 （1）和图1中聚合物驱采出程度与孔隙倍数的关系，可以得到不同时机聚合物驱开发全过程的换油效率与注入孔隙体积倍数的关系，如图3所示。可以看出，未注水而直接注聚，换油效率最高，注聚时机越早，开发中早期换油效率越高，注入油藏孔隙体积倍数达0.7PV （20年），也即开发后期换油效率曲线趋向一致。说明早期聚合物驱能在油田开发中早期内使增油和降水的作用发挥得更好。因此，注聚合物时机越早，在开发有效期内综合效果越好。

图3 不同时机聚合物驱换油效率

2 早期注聚注入方式研究

由于高浓度聚合物驱溶液注入油层后，增大了渗流阻力，注聚后注入压力有较大幅度上升，因此，过早注聚可能造成井底压力大于地层破裂压力，早期注聚不能采用陆地高含水油田注聚采用的传统开发模式，如图4中所示的模式1，早期注聚的前期如果采用高浓度聚合物溶液，注入压力将会迅速上升，将导致完不成配注要求。

如果早期注低浓度聚合物溶液，其黏度也相应降低，可以缓解注入压力上升过快的问题，不至于超过地层破裂压力。因此，在保持较高注入速度下，可采取前期注入低浓度聚合物溶液，主体和后续段塞采用高浓度聚合物溶液。海上油田早期注聚采用如图4中所示模式2开发：前期低浓度聚合物溶液，可以将注聚时机提前；主体段塞为高浓度聚合物溶液，以达到提高采收率幅度的目的。

为兼顾驱油效果和注入能力要求，根据室内研究结果，早期注聚的前期注入较低质量浓度（1000mg/L）的聚合物溶液，用量占10%，中期注入高质量浓度 （1750mg/L）的聚合物溶液，用量占90%。为比较不同质量浓度聚合物溶液组合体系的开发效果，设计了以下3种方案：

1）方案1——低浓超前注聚：早期注水＋含水率10%时注入低浓度聚合物＋注入高浓度聚合物。

2）方案2——高浓适时注聚：早期注水＋含水率50%时注聚 （质量浓度1750mg/L）。

3）方案3——高浓后期注聚：早期注水＋含水率80%时注聚 （质量浓度1750mg/L）。

3种方案的开发效果见表1。可以看出，方案1与方案2第20年提高采收率幅度相当，但前者的注聚时机大大提前，且前者第10、15年的开发指标均好于后者。方案3的注聚时机和开发模式接近于陆地油田，其第20年的开发指标明显差于方案1和2，第10、15年的开发指标比前二者差距更大。3种方案指标对比表明海上油田早期注聚是可行的和高效的；在中早期注聚，最终开发效果相当，但就阶段采出程度来说，注聚越早，指标越高；中晚期注聚，其最终采收率比中早期的差；驱油试验结果表明，提前注聚能在较短的时间内发挥出增油和降水的作用。

图4 不同浓度组合的聚合物驱开发模式示意图

表1 双体系不同方案聚驱效果统计表

3 海上油田早期注聚的现场实践

渤海L油田是典型的早期注聚现场应用实例，实施前应用油藏数值模拟对早期注聚开发指标进行了优化研究，结果如图5所示。可以看出，与注水相比，早期注聚开发到2014年的累计产量与注水开发到2024年的累计产量相当，仅需相对较短的10年时间就达到与注水20年相同的采出程度，因此，早期注聚能缩短油田开发年限，使油田保持较高的采油速度，达到早期注聚高效开发的目标。

L油田单井早期注聚试验于2006年3月开始，到2007年4月全油田全面实施早期注聚，当时油田综合含水率仅为8.5%。由于实施了早期注聚开发方式，生产井含水率基本保持平稳，采油速度一直维持在近3%，早期注聚使油田保持了持续旺盛的生产能力，为海上油田在平台寿命期内高效开发发挥了积极作用。

图5 L油田聚驱开发指标

4 结论

1）海上油田聚合物驱新模式为：通过早期注聚合物，使油田在早期保持高速开发，在较短的时间内采出更多的原油，油田开发全过程保持较高的采油速度，使最终采收率达到最大化。

2）海上油田早期注聚的开发方式与陆地传统模式不同，即：先注低浓度后注高浓度的聚合物溶液组合段塞，可以将早期注聚的时机提前，阶段采出程度及最终开发效果均最好。

3）海上油田早期注聚在开发10年的较短时间内就可获得与注水20年相当的采出程度，现场试验表明采油速度一直维持在近3%，油田保持了较旺盛的生产能力。

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