王 雨，蔡 暉，江 聰，楊 明，李 揚

（中海石油（中國）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300452）

油氣工程

中輕質(zhì)油田注聚可行性及注采井網(wǎng)優(yōu)化研究

王 雨，蔡 暉，江 聰，楊 明，李 揚

（中海石油（中國）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300452）

目前海上油田注聚主要應用在稠油油藏，在渤海的中長期規(guī)劃中，計劃對中輕質(zhì)油藏實施注聚，所以為了提高中輕質(zhì)油藏的采收率，對中輕質(zhì)油藏的注聚模式進行研究。本文主要應用含水率注采井數(shù)比關(guān)系曲線，無因次采液指數(shù)曲線和油藏數(shù)值模擬的方法分析中輕質(zhì)油藏注聚時機、井網(wǎng)對注聚效果的影響。然后通過實際模型來進一步研究BZ油田注聚后的增油量以及降水效果。結(jié)果顯示BZ油田注聚時機在含水率為80%以后，且目前井網(wǎng)不能滿足直接注聚的條件。通過研究得出，中輕質(zhì)油藏開發(fā)晚期實施注聚效果更好，并且應按照剩余油分布的規(guī)律來調(diào)整注采井網(wǎng)。

合理的注采井數(shù)比；無因次采液指數(shù)；注聚時機；注采井網(wǎng)

陸地油田注聚時機通常較晚，例如大慶油田和勝利油田，都是到了高含水期才開始實施注聚。而海上油田具有開發(fā)時間短、投資風險大、生產(chǎn)成本高的特點，為了在較短時間內(nèi)提高油田采收率，獲得最大經(jīng)濟效益，要求盡早實施提高采收率技術(shù)。海上稠油油藏早期注聚不同于陸地油田中后期注聚，兩者的注入特征和開發(fā)規(guī)律均不同。目前，早期注聚在渤海油區(qū)正處于探索階段。近些年[1-3]，渤海的綏中36-1，錦州9-3以及旅大10-1油田都陸續(xù)實施了注聚，并且都取得了不錯的降水增油效果，截至2015年底累增油達417.1×104m3。但是輕質(zhì)油的注聚時機以及注聚方式的研究還沒有開始，還需要從具體的油藏地質(zhì)特征和流體性質(zhì)，利用理論分析，室內(nèi)試驗和油藏數(shù)值模擬研究，為后期注聚的實施提供技術(shù)儲備。

1 油藏開發(fā)特征及注聚可行性

BZ油田位于渤海南部海域黃河口凹陷中央構(gòu)造脊復雜斷塊上，為復雜斷塊構(gòu)造，主要含油層系為新近系明化鎮(zhèn)組下段。鉆后油組劃分將明下段儲層劃分為6個油組，依據(jù)油氣顯示、測試和鉆井資料等分析，明下段II、III、IV油組是該油田的主力含油層組。

該油田的平均孔隙度25.0%，平均滲透率522.2 mD，具有中高孔滲特征，原油性質(zhì)主要為輕～中質(zhì)原油（0.850 g/cm3～0.919 g/cm3）、中低黏度（1.32 mPa·s～12.9 mPa·s），地層溫度介于50℃～70℃，油田邊底水能量不強，無大氣頂，根據(jù)注聚行業(yè)標準分析（見表1），該油田符合注聚的條件。

從近些年渤海油田的應用現(xiàn)狀來看，渤海一些中、重質(zhì)油田注聚已經(jīng)取得了成功。截至2013年底，渤海注聚累增油達312×104m3。這也證明了注聚提高采收率在海上中、重質(zhì)油田上是可行的。但是由于聚驅(qū)效果受流體性質(zhì)、沉積特征及井網(wǎng)等因素的影響，所以還要對BZ油田的注聚進行詳細的研究。

表1 注聚行業(yè)標準

2 合理注聚時機研究

陸上油田的注聚時機都在晚期，例如大慶油田在含水98%時進行聚驅(qū)評價，勝利油田也在含水95%時才實施聚驅(qū)。海上油田不同于陸上油田，由于受到平臺的限制，所以進行聚驅(qū)的時機要根據(jù)油田自身的情況。旅大10-1油田在投產(chǎn)初期就實施了注聚，而中輕質(zhì)油田注聚時機的選取需要進一步的研究。

2.1 注聚機理

在水中加入聚合物后，驅(qū)替相的黏度明顯增大，從而降低了水油流度比，避免了驅(qū)替相的“指進現(xiàn)象”，使平面推進更加均勻，從而提高了平面波及系數(shù)。同時，在縱向上聚合物溶液仍然首先進入滲透性最好的高滲透層，并沿著阻力相對較小的大孔道滲流。但是由于一方面聚合物在孔壁上的吸附，使有效可流動半徑減??；另一方面聚合物溶液黏度大，具有較大的摩擦阻力，造成滲流阻力增加，迫使注入的聚合物溶液進入中低滲透層和由高滲層向相鄰的中低滲透層波及，從而改善縱向上的波及系數(shù)，增加了吸水厚度，提高原油的最終采收率（見圖1）。

圖1 注聚機理示意圖

注聚后水的黏度增加，注采壓差增大，由于注水井最大的注入能力有限，所以注聚時應保持合理的注采井數(shù)比，保持注采平衡。

2.2 合理注采井數(shù)比

注采井網(wǎng)極大地影響著注水開發(fā)油田的開發(fā)效果，注采井網(wǎng)包括注采井網(wǎng)形式和井網(wǎng)密度，注采井網(wǎng)形式和注采井數(shù)比相對應，注采井網(wǎng)形式常常是根據(jù)注采井數(shù)比確定，注采井數(shù)比通常是根據(jù)注采平衡的原則，由水井的吸水指數(shù)和油井的產(chǎn)液指數(shù)確定。

為了保持注水井合理的注入能力[4-6]，應保持合理的注采井數(shù)比[7]，根據(jù)注采平衡得出:

注入量:

產(chǎn)油量:

產(chǎn)水量:

合理井數(shù)比:

式中:krw-水相滲透率；kro-油相滲透率；x1-采油井數(shù)；x2-注入井數(shù)；fw-含水率；μw-水的黏度；μo-油的黏度。

將該油田的物性參數(shù)帶入式（5），得出不同含水階段合理的注采井數(shù)比。BZ油田目前的綜合含水率為46%，所以目前合理的注采井數(shù)比為0.31（見圖2）。BZ油田在實施了綜合調(diào)整后注采井數(shù)比為0.44，說明目前井網(wǎng)的注入能力是合適的，但能否注聚還需要進一步的研究。

圖2 BZ油田注采井數(shù)比與含水率關(guān)系曲線

從無因次采液指數(shù)曲線（見圖3）可以看出[8-10]，在含水率低于40%時，采液能力呈下降趨勢，即使達到了降水效果也無法采出更多的油，當含水率高于40%以后，采液能力開始逐漸回升，此時的采液能力充足，所以注聚時機最好在含水率為40%～80%。

圖3 BZ油田無因次采液指數(shù)曲線

2.3 聚合物驅(qū)油數(shù)值模擬研究

BZ油田屬于河流相沉積，砂體形態(tài)與河道走向一致，布井原則依據(jù)河道的走向。為了模擬該油田地質(zhì)油藏特點，建立一個網(wǎng)格步長25 m×25 m，縱向上一個小層，厚度10 m，平均滲透率640 mD的機理模型，研究不同注聚時機聚合物的增油量以及降水效果。流體參數(shù)借鑒BZ1油田。為了研究注聚的時機，采用數(shù)值模擬的方法分別在綜合含水率為20%、40%、60%、80%時注入段塞尺寸為0.029 5 PV，濃度200 mg/L的聚合物。

表2 不同注聚時機指標對比表

圖4 BZ油田不同注聚時機的綜合含水率曲線

從注聚的結(jié)果可以看出（見圖4），有很明顯的降水增油效果。在同一段塞濃度和尺寸下，隨著注聚時機的延遲，單位聚合物增油量和采收率提高幅度是逐漸增加的（見表2），說明輕質(zhì)油更適合晚期注聚。注入時機越早，最大降水率越高，所以BZ這類的油田大規(guī)模的注聚晚實施更好，早期可以實施局部的調(diào)剖來控制水的舌進現(xiàn)象。

3 合理注聚井網(wǎng)的研究

3.1 合理注采井數(shù)比的研究

由于注聚會導致水的黏度發(fā)生變化[11-14]，根據(jù)公式（5）注聚后合理的注采井數(shù)比也隨之發(fā)生變化。前面的研究可知，中輕質(zhì)油更適合晚期注聚。但是注入聚合物后，由于驅(qū)替相黏度增加，滲流阻力增加，油藏的導流能力降低，注入能力和生產(chǎn)能力下降。因此在見效初期，產(chǎn)液水平和綜合含水的變化直接影響產(chǎn)油量，如果產(chǎn)液水平太低，即使綜合含水有所下降，產(chǎn)油量也達不到水驅(qū)產(chǎn)油水平。當聚合物黏度為2 mPa·s或3 mPa·s時（見圖5，圖6），現(xiàn)有井網(wǎng)的注入能力難以滿足，采液能力急劇下降無法恢復到初始狀態(tài)，所以應使用低黏度的聚合物，保持井網(wǎng)的產(chǎn)液能力。在含水率為80%時，注入黏度為1 mPa·s的聚合物后合理注采井數(shù)比為0.72，目前BZ油田的注采井數(shù)比為0.44，需要通過加密的方式建立合理的井網(wǎng)。

圖5 BZ油田不同聚合物黏度合理注采井數(shù)比

圖6 BZ油田不同聚合物黏度下無因次采液指數(shù)曲線

3.2 井網(wǎng)加密

常規(guī)的井網(wǎng)加密方式有對角線加密[15-18]，平行構(gòu)造線加密等方法。例如綏中36-1油田屬于大型河流三角洲沉積復合體，儲層發(fā)育，砂體大面積連片分布，連通性好，分布穩(wěn)定。初期基礎井網(wǎng)采用反九點法[19-23]，綜合調(diào)整采用井間加密的方式變?yōu)樾辛凶⑺Z油田屬河流相沉積（見圖7），砂體較窄，呈條帶式展布，需沿主河道延伸方向布井，所以不能像綏中36-1油田一樣采用規(guī)則加密的方式，考慮通過增加注水井點來改變井網(wǎng)。

圖7 BZ油田地震屬性圖

為了進行注聚井網(wǎng)的研究，模擬BZ油田地質(zhì)油藏特點，建立一個縱向上分為4個小層的機理模型，網(wǎng)格步長50 m×25 m，每層厚度12 m，平均滲透率為650 mD，井距為400 m，排距為400 m。目前的注采井數(shù)比為0.40，不適合直接注聚，所以考慮增加兩口注水井加強該井網(wǎng)的注入能力。

目前總共設計三種加密方案:（1）排狀布井，保持水井與油井之間的距離不變（見圖8（a））；（2）根據(jù)注水方案剩余油的分布來增加井點（見圖8（b））；（3）縮小水井與油井之間的距離（見圖8（c））。

圖8 布井示意圖

3.3 不同井網(wǎng)注聚指標

通過數(shù)值模擬研究，不同井網(wǎng)的剩余油分布（見圖9），可以看出按剩余油分布規(guī)律加密的方式，注入液波及面積最大，并且降水增油效果最好（見表3）。因為從水驅(qū)模型來看，剩余油都是分布在連通性不好，井控不到的區(qū)域，按水驅(qū)剩余油分布加密這種方式可以增加井控，提高儲量的動用程度?？s小井距和排狀布井這兩種加密方式可能由于井距過小，井間發(fā)生干擾。

表3 渤中34-1油田不同井網(wǎng)注聚指標對比表

4 注聚效果

前面機理模型的研究得出了輕質(zhì)油更適合晚期注聚，并采取根據(jù)剩余油分布方式加密來達到合理的注采井數(shù)比。為了進一步驗證所得機理的準確性，選取BZ油田7井區(qū)為研究對象，注采井數(shù)比為1.33，可以直接對B4、B5、B11S三口注水井實施注聚，注聚量0.087 PV，注聚時間6年，注聚效果（見表4，圖10，圖11）。

圖9 加密井網(wǎng)方式

圖10 水驅(qū)剩余油分布模型示意圖

表4 BZ油田7井區(qū)聚驅(qū)指標

圖11 聚驅(qū)剩余油分布模型示意圖

從表4以及圖10~圖11可以看出，注聚后波及面積增大，取得了明顯的降水增油效果，這是由于聚合物在大孔道的孔壁上吸附，使其流動半徑減小，迫使注入的聚合物溶液進入中低滲透層和由高滲層向相鄰的中低滲透層波及，從而改善縱向上的波及系數(shù)，增加了吸水厚度，提高原油的最終采收率。這說明輕質(zhì)油晚期注聚在渤中34-1油田是可行的。

5 結(jié)論

（1）通過對影響聚驅(qū)參數(shù)和油田實際參數(shù)對比分析，認為BZ油田是適合注聚的，并且更適合在含水率為80%以后注聚；BZ油田由于局部注采井網(wǎng)不完善，不能滿足直接注聚的條件，需要增加注聚井點來達到注采平衡，建議BZ油田下一步開展巖心聚合物驅(qū)提高采收率實驗。

（2）通過研究得出中輕質(zhì)油藏注聚開發(fā)是可行的，在開發(fā)晚期實施大規(guī)模注聚效果更好；對BZ這類河流相油田不能采取規(guī)則加密的方式，需根據(jù)剩余油的分布規(guī)律來進行加密。

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我國突破二氧化碳分離膜技術(shù)

近日，哈爾濱工業(yè)大學教授邵路課題組在二氧化碳分離膜研究方面取得重要突破，有望實現(xiàn)二氧化碳高效分離，成果在線發(fā)表于《能源與環(huán)境科學》。相對于傳統(tǒng)的吸附分離等方法，膜分離具有高效、易操作、成本低和環(huán)境友好等特點。然而，目前高效二氧化碳分離膜材料仍然極其匱乏，嚴重制約著膜分離在二氧化碳捕集分離等領域的應用。

該成果通過對材料物理化學結(jié)構(gòu)合理設計，采用二氧化碳親和性的聚氧化乙烯衍生材料，經(jīng)過簡單的紫外輻照一步法，在自由基聚合形成交聯(lián)網(wǎng)絡的同時，向體系中引入低相對分子質(zhì)量的聚氧化乙烯鏈段，制備出一種新型二氧化碳親和性半互穿網(wǎng)絡分離膜。該半互穿網(wǎng)絡分離膜是由立體的聚氧化乙烯交聯(lián)網(wǎng)絡和低相對分子質(zhì)量高醚氧含量的聚氧化乙烯衍生分子鏈穿插構(gòu)成。低相對分子質(zhì)量的聚氧化乙烯鏈段有效增加了膜的自由體積，改善其分布并增強二氧化碳親和性。

（摘自中國石油報第6803期）

Study on the feasibility of polymer flooding and optimization of well pattern in medium light oilfield

WANG Yu，CAI Hui，JIANG Cong，YANG Ming，LI Yang
（Bohai Oilfield Research Institute，Tianjin Branch of CNOOC Ltd.，Tianjin 300452，China）

The offshore oilfield polymer injection is mainly used in heavy oil reservoir,in the long-term planning of Bohai,we plan to implement polymer injection in light oil reservoir in oilfield.In order to improve the recovery rate of light oil reservoir,we begin to study the mode of light oil injection.Injection-to-producing-well ratio curve,dimensionless fluid index curve and numerical simulation is applied to analysis the influences of injection timing and well pattern on effect of polymer injection.Then we further study the oil increment and precipitation effect of BZ oilfield through the actual model.The results show that the timing of polymer flooding is after water rate of 80%,and the well pattern can not meet the conditions of direct polymer flooding.According to the research,it is concluded that the effect ofpolymer injection is better in the late development of medium light oil reservoir,and the injection production well pattern should be adjusted according to the rule of remaining oil distribution.

reasonable injection production ratio；dimensionless liquid production index；injection timing；injection production pattern

TE357.46

A

1673-5285（2017）04-0003-07

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.04.002

2017－02-22

國家科技重大專項“渤海油田加密調(diào)整及提高采收率油藏工程技術(shù)示范”，項目編號:2016ZX05058001。

王雨，男（1988-），助理工程師，2014年畢業(yè)于長江大學，獲碩士學位，主要從事油氣藏開發(fā)研究工作，郵箱: wangyu67@cnooc.com.cn。