海上油田与陆上油田聚驱开发效果对比及影响因素研究

王 刚，刘 斌，张国浩，张 伟，陈善斌

（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）

海上油田与陆上油田聚驱开发效果对比及影响因素研究

王 刚，刘 斌，张国浩，张 伟，陈善斌

（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）

由于海上与陆上油田在储层物性及开采工艺等方面存在较大差异，对比海上与陆上注聚开发效果，总结影响海上聚驱效果发挥的最主要因素，结果表明：海上油田与陆上油田聚驱开发水平均较好；相比于陆上油田，海上油田早期注聚，更利于聚驱效果的发挥；原油黏度大、地层水矿化度高等问题制约海上聚驱开发效果，但可通过改善聚合物性能得到解决。

海上油田；陆上油田；聚驱；开发效果；影响因素

海上油田与陆上油田在储层物性及开采工艺等方面存在较大差异，主要表现为受平台寿命限制，海上在中、高含水期即开展聚驱，比陆上注聚时机提前[1，2]；海上受限于平台及开发投资限制，井网比陆上油田稀疏，井距偏大[3]；海上淡水缺乏，需海水配制化学剂，矿化度高，对聚驱的要求更高[4]。海上油田与陆上油田的差异性，导致化学驱开发动态及生产规律等方面都具有明显的不同，将两者聚驱开发效果进行对比，总结影响海上聚驱效果发挥的最主要因素，为油田下一步高效开发提供指导。

本文选取沉积环境及储层物性条件较为类似的X油田与Y油田作为典型区块进行聚驱开发对比。海上X油田属于大型河湖相三角洲沉积复合体，主体区位于三角洲前缘的有利相带，而以河口坝沉积更为发育。油田储层物性较好，具有高孔高渗的特性，以重质稠油为主，原油具有高密度、高黏度、高胶质沥青质含量、低含硫、低凝固点等特点。陆上Y油田是受构造控制的层状油气藏，原油性质较差，为黏度高、密度高、含蜡低、凝固点低的沥青基石油。储层从上到下整体上是正韵律沉积，各储层也均为正韵律沉积。

1 聚驱开发效果对比

从阻力系数、吨聚增油量两方面对海上X油田和陆上Y油田的聚驱开发效果进行对比，进而总结出海、陆聚驱开发水平的差别，为后续各影响因素的对比奠定基础。

1.1 阻力系数

聚合物驱作为一种通过改善水油流度比，扩大波及体积来提高采收率的化学驱技术，其改善水油流度比的程度可以通过阻力系数和残余阻力系数来进行评价。结合实际生产动态数据，利用霍尔曲线计算得到海上X油田各生产井阻力系数的数值（见表1）。

表1 海上X油田不同区块阻力系数数据

表1 海上X油田不同区块阻力系数数据（续表）

表2 陆上Y油田不同区块阻力系数数据

根据表1、表2中的结果，得到海上X油田的平均阻力系数为1.36，陆上Y油田的平均阻力系数为2.30，海上X油田的平均阻力系数低于陆上Y油田，但根据矿场实际经验，注聚有效性可以得到保证。

1.2 吨聚增油量

统计陆上与海上油田不同区块的吨聚增油量数据（见表3，表4）。

表3 陆上Y油田不同区块吨聚增油量数据

表4 海上X油田不同区块吨聚增油量数据

对比表3，表4的结果可得，注聚时间相当的情况下，陆上Y油田各区块的平均吨聚增油量为76 m3/t，海上X油田吨聚增油量为53 m3/t，海上油田与陆上油田聚驱开发水平均较好。

2 储层物性对比

2.1 储层韵律性

建立不同韵律性的特征模型，利用数值模拟方法分别模拟不同韵律条件的储层在水驱和聚驱后的采出情况（见表5）。

表5 地层的韵律性对提高采收率的影响

由表5中的结果可知，反韵律储层水驱采收率高于复合韵律，正韵律储层水驱采收率最低。聚驱后，不同韵律储层的采收率都得到提高。其提高采收率幅度依次为：正韵律储层高于复合韵律，复合韵律储层高于反韵律。可见，相比于反韵律，正韵律储层更容易取得好的聚驱效果。

根据海上X油田及陆上Y油田实际储层物性可知，陆上Y油田储层从上到下整体上是正韵律沉积，各储层也均为正韵律沉积。而海上X油田属于反韵律储层，因而陆上Y油田的沉积构造更有利于聚驱效果的发挥。

2.2 储层非均质性

海上X油田的油藏类型为受岩性影响在纵向、横向上存在多个油气水系统的构造层状油气藏，储层埋深1 400 m～1 600 m。油田储层发育，胶结疏松，物性较好，具有高孔高渗的特性，储层孔隙度在28%～35%，平均31%；渗透率在100 mD～10 000 mD，平均2 000 mD。陆上Y油田油层储油物性好，平均孔隙度32%～35%，平均渗透率 1 264×103mD～3 370×103mD，平均含油饱和度60%～69%。

图1 渗透率变异系数对聚合物驱效果的影响曲线

储层的非均质性通过渗透率变异系数来表示。建立特征模型，通过定义不同的渗透率变异系数进行聚驱效果的分析（见图1）。

由于陆上Y油田主力油层的非均质性较强，渗透率变异系数处于0.5～0.8的范围，因而聚驱具有较大的增产潜力。海上X油田渗透率变异系数为0.76，处于渗透率变异系数的最佳范围，因而聚驱增产潜力也很大。

2.3 地层水矿化度

聚合物具有盐敏性，即聚合物溶液中不同盐类的含量对聚合物黏度产生明显的影响[5]，因而地层水矿化度的高低，是油藏能否进行聚驱开发需要重点考虑的因素之一。研究表明，聚合物溶液的黏度会随着地层水矿化度的增加而迅速降低，因而聚驱油藏的矿化度不能太高，最好控制在6 000 mg/L以下，如果经济条件允许的话，可以提高到10 000 mg/L～20 000 mg/L[6]。当目标油藏地层水矿化度值很高时，为了达到较好的开发效果，必须加大注聚浓度或者采用性能更优的聚合物驱替剂。

陆上Y油田各区块不同矿化度条件下的采收率提高值的结果（见图2），从总体趋势来看，随着地层水矿化度的提高，采收率提高值呈下降趋势。陆上Y油田的地层水矿化度在2 797 mg/L～17 768 mg/L范围内，而海上X油田的地层水矿化度为6 540 mg/L～34 000 mg/L，约为陆上Y油田的2倍，矿化度过高会限制聚驱开发效果，但可以通过提高聚合物性能来得到改进。

图2 地层水矿化度对聚合物驱效果的影响曲线

3 开发参数对比

3.1 注聚时机

油田开发实践表明，当油田开发进入高含水开发阶段时，为进一步提高驱油效果需要采用化学驱等三次采油技术，实施三次采油措施的时机对增油效果影响明显（见图3）。

图3 不同水驱采出程度对应采收率提高值

根据图3中水驱采出程度与对应采收率提高值的关系可知，随着注入时机的延迟，对应的提高采收率幅度下降趋势明显。由于陆上油田开发不太受到时间和空间的限制，通常在高含水或者特高含水阶段采取三次采油措施。海上油田由于受到平台寿命的限制，普遍采用早期注聚的方式。相比于陆上Y油田，海上X油田在含水60%展开注聚，更利于聚驱效果的发挥。

3.2 注入速度

聚驱注入速度是聚驱开发方案编制过程中一项重要的设计参数，注入速度的高低直接影响到油田聚合物驱区块的逐年产油量，同时也将影响到聚合物驱的总体技术效果和经济效益[7]。数模研究结果表明，注入速度对聚驱增油效果影响不大[8]，但对区块的见效时间和采油速度有明显影响。

图4 不同注聚速度对应采收率提高值

统计得到的不同注聚速度对应的采收率提高值（见图4），从图4结果可以看出采收率提高幅度与注聚速度关系不明显。但矿场实践经验表明，不同单元的最佳注入速度不同，需要根据聚合物本身的性质、储层物性以及注水开发状况进行优选。

3.3 注聚用量

研究结果表明，聚合物的用量（聚合物浓度和段塞尺寸之积）增加时，提高采收率的幅度也将增大，呈单调上升的趋势，但聚合物的利用率，即每吨聚合物的增油量在达到最大值之后迅速降低（见图5）。

根据图5中的结果可知，随着聚合物用量的增加，聚驱提高采收率的幅度有所增加，但增幅逐渐减小。结合矿场实际经验，陆上Y油田的平均聚驱用量为800 PV·mg/L，而海上X油田的聚驱用量为1 200 PV·mg/L，海上X油田更利于聚驱效果的发挥。

图5 不同注聚用量对应采收率提高值

4 结论

（1）海上与陆上油田聚驱开发进行了比较系统的对比，通过阻力系数、吨聚增油量的对比，得出海上油田与陆上油田聚驱开发水平均较好。

（2）相比于陆上油田，海上油田早期注聚，更利于聚驱效果的发挥。

（3）原油黏度大、地层水矿化度高等问题制约海上聚驱开发效果，但可通过改善聚合物性能得到解决。

［1］徐洪玲.油藏非均质性对聚合物驱开发效果的影响［J］.油气地质与采收率，2015，22（5）：99-102.

［2］周凤军，陈建波，葛丽珍，等.锦州油田中高含水期聚合物驱特征分析及改善措施［J］.石油地质与工程，2014，28（1）：84-86.

［3］刘歆，周凤军，张迎春，等.海上油田稀井网大井距聚合物驱应用与分析［J］.特种油气藏，2012，19（3）：104-107.

［4］周守为，韩明，张健，等.用于海上油田化学驱的聚合物研究［J］.中国海上油气：工程，2007，19（1）：25-29.

［5］张景存.三次采油［M］.北京：石油工业出版社，1995.

［6］巢华庆.大庆油田提高采收率研究与实践［M］.北京：石油工业出版社，2006.

［7］刘玉章.聚合物驱提高采收率技术［M］.北京：石油工业出版社，2006.

［8］沈平平.提高采收率技术进展［M］.北京：石油工业出版社，2006.

Study on the comparison of development effects of polymer flooding in offshore and onshore oilfield and its influencing factors

WANG Gang，LIU Bin，ZHANG Guohao，ZHANG Wei，CHEN Shanbin
（Bohai Oilfield Research Institute of Tianjin Branch of CNOOC（China）Co.，Ltd.，Tianjin 300459，China）

There are great differences in reservoir property and production technology in offshore and onshore oilfield.Therefore,the development effects of polymer flooding are contrasted and the main factors influencing the effect of polymer flooding in offshore oil are obtained.The results show that the development effect of polymer flooding in offshore oilfield is lower than that of onshore oilfield.The problems,including high viscosity of crude oil and high salinity of formation water,can be solved by improving the properties of polymer.The reservoir rhythm and the well patterns,which are not complete because of the cross distribution of water and polymer injection wells,are the main factors that influence the effect of polymer flooding in offshore oilfield.

offshore oilfield；onshore oilfield；polymer flooding；development effect；influencing factors

TE357.46

A

1673-5285（2017）08-0015-04

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.08.004

2017－07-10

“十三五”国家科技重大专项“渤海油田加密调整及提高采收率油藏工程技术示范”，项目编号：2016ZX05058001。

王刚（1983-），工程师，2009年毕业于中国石油大学（北京）油气田开发工程专业并获硕士学位，主要从事油气开发研究工作。