海上油田水聚同驱干扰影响机理与改善方法

李保振,康晓东,唐恩高,王旭东,杨俊茹

(1.海洋石油高效开发国家重点实验室，北京 100028；2.中海油研究总院有限责任公司，北京 100028)

聚合物驱目前已成为海上油田高效开发的一项重要支撑技术[1-3]。渤海W油田聚驱开发过程中出现原注聚区的油井(Z55/Z75/Z77/Z95/)转注水情况(见图1)。因原注聚井排间出现了注水井，造成水/聚驱干扰问题，调整后没有达到预期的生产开发效果。目前对于聚驱油田水聚干扰对注聚效果的影响认识尚不统一，大庆油田萨北开发区研究认为水聚同驱可取，在保证压力平衡的前提下水聚同驱不会影响聚驱效果[4-8]。其研究的前提是针对二类低渗油层难以聚驱动用的问题，实施注水开发，实现有效动用。其研究对象与渤海目前开展注聚的油田存在较大差别[9-10]。因此，有必要开展水聚同驱干扰问题研究，为现有开发区块及其他海上油田聚驱后期开发方案调整提供技术支撑。本研究基于渤海注聚油田储层、流体、聚合物等特征，采用油藏工程、动态分析和数值模拟等手段对聚驱过程中的水聚干扰机理、因素进行分析，并提出了控制水聚干扰程度的方法和措施，为渤海注聚方案的顺利实施和增油上产效果的保障提供技术支持。

1 W油田聚驱现状与问题

W油田储层埋深约1 700 m，平均孔隙度约26%，平均渗透率约1 200 ×10-3μm2，原油地下黏度约20 mPa·s。油田纵向上油层组多，渗透率级差大，非均质性严重，层间层内矛盾突出。该油田1999年投产，2000年转注水，2007年逐步实施井组注聚方案，并显现较明显的降水增油见效特征，取得了较理想的矿场应用效果。截至2016年底，提高采收率约6%。

W油田原井网为反九点井网，基础井网有8口注水井，分别于2008年前后陆续转注聚，注聚量达0.3 PV后于2011年前后陆续转注二元。2015—2016年期间对该区块井网进行调整，先后打了12口加密水井，井网由反九点布井方式调整为排状井网。调整后，没有达到预期的生产开发效果，之前的受效井产液和产油明显下降，表现出明显的水聚干扰现象，因此有必要开展水聚同驱干扰问题研究(见图1)。

图1 W油田注聚井组

2 水聚干扰机理模拟研究

2.1 基本油藏模型

基于W油田油藏地质、流体、相渗及动态资料，采用Eclipse软件聚驱模块建立了2注3采典型井组聚驱油藏模型，以直观模拟分析聚驱过程中水聚干扰现象。模型网格划分：X/Y/Z方向分别为31/31/3个；网格步长：DX=20 m，DY=20 m，DZ=5 m，三层渗透率分别为0.3，0.9，3 μm2。模型初始端和末端分别有2口注入井和3口生产井(见图2)。模型聚合物特征参数见表1，之后引入聚合物驱试验的驱替动态参数，包括注采制度和含水率、压力等监测指标。在该基础上开展水驱、聚驱数值模拟工作研究。油藏先水驱至含水达60%，然后注聚0.3PV，最后转水驱至含水98%结束。

图2 典型聚驱油藏模型

2.2 水聚干扰机理分析

基于上述3层非均质油藏模型，分析聚合物与水同步驱替时的水聚接触带分布、含油饱和度分布、阶段采出程度以及不同位置生产井的含水率变化特征，以详细剖析水驱干扰下的驱替与生产动态。研究制定了3个方案：①I1、I2两井一直水驱，至综合含水98%；②I1、I2两井水驱至含水60%后I1转注聚驱0.3 PV，直至综合含水98%；③I1、I2两井水驱至含水60%后同时转注聚各0.15 PV(保证与方案②注聚量相同)，后续转水驱至综合含水98%。

图3给出了两井并排注聚和1聚+1水同时注入情况下的聚驱波及效果对比。可以看出：在水聚干扰下，聚驱前缘不稳定，波及面积偏小，聚合物窜进到生产井较早，降低了聚驱增油的效果。

图4给出了以上方案产油速度与累产油指标对比，3个方案生产统计指标见表2。可以看出：

(1)方案②和方案③两个注聚方案采收率均较水驱方案①有所提高，分别提高了9.7%和12.2%。

(2)同聚合物用量下并排注聚方案③较1水+1聚方案②可提高采收率约2.5%。

图3 水聚干扰(左)与排状注聚(右)波及对比

图4 方案①、②、③产油指标对比

3 水聚干扰改善技术研究

针对W目标油田聚驱现状，结合前面的基础认识，对改善水聚干扰影响的聚合物调整方案进行研究，主要包括注水/注聚速度、注水/注聚方式等内容，以对油田现场减弱水聚干扰影响和提升聚驱效果提供技术支持。

3.1 注聚/注水速度调整

在水聚干扰已经存在的情况下，影响水驱聚驱的主要因素是注聚/注水的速度[1-5]。采用上述1聚+1水+2采油井油藏模型分析水聚干扰情况下，通过调整注水/注聚速度对聚驱效果的影响。分别设计了方案②：注水速度与注聚速度比例1∶1；方案④：注水速度与注聚速度比例1.2∶0.8；方案⑤：注水速度与注聚速度比例0.8∶1.2。

图5给出了以上3种方案中的产油指标。可以看出：水聚干扰时，在相同注聚量前提下，方案⑤通过适度增加注聚速度，降低注水速度，可以提高聚驱波及体积,增加聚驱效果，提高油藏采收率。

图5 水聚干扰下注水/聚速度影响对比

3.2 注聚井/注水井注入介质转换

图3展示了因方案②的1聚+1水方案两种注入介质显著差异，注聚/注水前缘存在明显的差异，造成注水受效井过早水淹，甚至关井停产，影响了聚驱区块整体的波及和聚驱效果。针对以上情况，测试了在注水井/注聚井注入0.15 PV后，将二者的注入介质进行转换(方案⑥)，测试这种调整对聚驱效果的影响[7-10]。图6给出了1聚+1水后期互换方案⑥与原来的1聚+1水方案②的产油指标对比。可看出：水聚干扰时，方案⑥在注水与注聚相邻区域通过转换注聚和注水井的注入介质，在相同注聚量下，能够扩大注聚波及面积与体积，改善聚驱效果，较水聚干扰方案②提高油藏采收率约1.3%。

图6 注聚/水井介质互换下产油指标

3.3 水聚井互换交替注入

3.2小节在水/聚干扰情况下，通过对注聚井/注水井进行注入介质互换，减弱了水聚干扰下的驱替前缘突破影响。参考以上成果，对注聚井和注水井转换组合进行了进一步研究。将注聚井和注水井调整为2口(I1、I2)水聚交替注入井，I1注聚的时候I2注水，而I1注水的时候I2注聚，如此交替循环(周期1a)开展，总注聚量保持0.3 PV不变。

在对上述注水井/注聚井交替注水/注聚情况下，分别设置交替周期1 a(方案⑦)和0.5 a(方案⑧)进行模拟对比研究。

由图7看出，通过注聚/注水井交替注水/注聚，可减弱水聚干扰影响，改善聚驱波及效率，提高油田聚驱采收率；通过缩短交替注入轮换周期(方案⑧)，可以在相同注聚量下获得较好的聚驱效果。

图7 注聚/水井交替注入时产油指标

4 渤海W油田实例研究

W油田注聚井区X55 / X75 / X95/ X86于2015年前后由油井转注水(见图1蓝标井)，在原注聚区造成水聚交错同注的现状，影响了聚驱增油降水效果。结合前面的认识，对其目标区注聚方案调整与完善进行研究。分别模拟预测将上述4口井立即转注聚(方案①)和保持目前水聚交错注入(方案②)的驱油效果。为保证注聚量相同，将2个方案的停注聚时间分别设置为2019年6月30日和2018年9月30日。对2个聚驱方案的增油效果进行模拟对比。图8给出了目前井网条件下和注聚核心区排状注聚与水聚交错情况下产油指标对比。

图8 水聚交错与整体排状累产油

由图8可以看出：通过方案①实施在注聚区实施排状连片注聚，可以减少水聚干扰影响，提高采收速度速度，控制含水水平，可以在平台有效生产周期内提高目标井区的采收率约1.1%。

5 结论

(1)通过目标油田典型井组聚驱模型，明确了相比并排注聚，水聚干扰情况下聚合物驱前缘窜进突破较快，波及效率偏低，采收率下降2%。

(2)通过降低水/聚注入速度比、注水井/注聚井转换注入介质、注入井轮换交替注水/聚3种调整方法，可以减弱水聚干扰影响，提升注聚效果。

(3)实际模拟结果表明：原注聚驱出现油井转注时，实施排状注聚较水聚井交错可减弱干扰，提高聚驱波及与驱替效率，提高井组采收率1.1%。