聚合物驅(qū)是作為水驅(qū)后進(jìn)一步提高采收率的關(guān)鍵技術(shù)，已經(jīng)在我國的老油田實(shí)現(xiàn)了大規(guī)模的工業(yè)化應(yīng)用，為老油田控水穩(wěn)油、持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)做出了重要貢獻(xiàn)[1]。海上平臺(tái)生產(chǎn)壽命有限（一般是25年左右），如何在有限的時(shí)間內(nèi)盡可能采出更多的油、提高采出程度是海上油田高效開發(fā)的關(guān)鍵。在海上油田模糊二三次采油界限理論指導(dǎo)下[2]，渤海油田在三個(gè)油田分別開展了不同含水階段的聚合物驅(qū)礦場試驗(yàn)。

1 S油田注聚概況

渤海S油田屬于在縱、橫向上存在多個(gè)油氣水系統(tǒng)的構(gòu)造層狀油氣藏，覆壓滲透率平均 2 000×10–3μm2，原油性質(zhì)以高黏度為主，地層原油黏度50～250 mPa·s，地層水礦化度6 540 mg/L。該油田屬于高滲、高黏、高礦化度油藏。根據(jù)類比研究，S油田的靜態(tài)參數(shù)基本在陸地油田聚合物篩選標(biāo)準(zhǔn)范圍內(nèi)，比較適合聚合物驅(qū)。

注聚區(qū)主要分三套層系（Ⅰ上、Ⅰ下、Ⅱ油組），分注合采，注聚試驗(yàn)初期是反九點(diǎn)法注水井網(wǎng)，井距350 m。加密調(diào)整后轉(zhuǎn)為行列注采井網(wǎng)，生產(chǎn)井井距175 m，注采井距350 m。截至目前，Ⅰ期注聚區(qū)采油速度2.0%，采出程度33.7%，綜合含水72.9%。

2 早期聚合物驅(qū)動(dòng)態(tài)特征

2.1 注入特征

聚合物增大了注入水的黏度，減小流度比，導(dǎo)致流體在地層中的滲流阻力增大，注入壓力迅速上升。注入壓力的變化是聚合物驅(qū)過程中最早顯現(xiàn)的一個(gè)特征。S油田的注聚井呈現(xiàn)典型的聚合物驅(qū)注入特征，即：與注聚前水驅(qū)相比，注入壓力上升、注入能力下降、阻力系數(shù)增加、吸水剖面得到一定的改善（圖1）等。注入壓力平均上升1.4 MPa，視吸水指數(shù)下降幅度平均24.2%，阻力系數(shù)1.4。與陸地油田相比，綏中36–1油田部分注聚井注入壓力上升幅度較大，主要的原因是地下原油黏度高、井距大。從注入井評價(jià)來看，注聚見到了一定的效果。

圖1 S油田A28井注聚前后吸水剖面對比

2.2 產(chǎn)出特征

2.2.1 見效特征

根據(jù)陸地油田聚合物驅(qū)開發(fā)效果，聚合物驅(qū)實(shí)施后油井見效呈現(xiàn)出與水驅(qū)顯著不同的3方面采出特征：第一，含水大幅度下降，產(chǎn)油量顯著增加；第二，產(chǎn)液能力大幅下降；第三，動(dòng)態(tài)測試資料反映一定的聚驅(qū)特征。

由于注聚時(shí)機(jī)（S油田開始注聚時(shí)綜合含水60%～70%）與陸地油田（多為綜合含水在90%左右開始注聚）不同，S油田的采出特征與陸地油田有較大差異。從整體上看，區(qū)塊含水率變化不存在典型的下降漏斗，但趨于穩(wěn)定（圖2），表現(xiàn)為明顯穩(wěn)油控水特征。從全區(qū)截取特征模型，對不同注聚時(shí)機(jī)的注聚過程進(jìn)行了模擬，總結(jié)了含水率變化規(guī)律。對比結(jié)果表明：①含水率曲線形態(tài)受注聚時(shí)機(jī)影響明顯，分為有下降漏斗和無下降漏斗兩種情況；②注聚時(shí)機(jī)越晚，含水下降漏斗越明顯；注聚時(shí)機(jī)為含水60%時(shí)，會(huì)出現(xiàn)較小的下降漏斗；此后，隨著注聚時(shí)機(jī)的延遲，含水下降漏斗越來越明顯。

圖2 S油田注聚區(qū)老井生產(chǎn)曲線

對于單井來說，含水率變化曲線受注聚時(shí)機(jī)的影響存在漏斗型和無漏斗型2種情況，含水率下降漏斗就不能作為判斷注聚見效以及確定見效時(shí)間的唯一標(biāo)準(zhǔn)了[3–4]。針對以上現(xiàn)象，綜合了動(dòng)態(tài)法、水驅(qū)特征曲線法、數(shù)值模擬法等多種方法，判斷了不同注聚時(shí)機(jī)下新井及老井的見效時(shí)間點(diǎn)（表1）。對注聚區(qū)24口注入井的一線受益井93口的見效情況進(jìn)行了統(tǒng)計(jì)，見效井80口，見效率達(dá)到86%。未見效井主要原因有水聚同驅(qū)干擾、受效距離遠(yuǎn)、斷層遮擋、邊部邊水影響、儲(chǔ)層物性差、連通性差等。

表1 不同注聚時(shí)機(jī)時(shí)新井及老井見效時(shí)間判斷方法

2.2.2 產(chǎn)聚特征

依據(jù)S油田礦場數(shù)據(jù)，統(tǒng)計(jì)并分析了93口井的見聚時(shí)間、產(chǎn)聚峰值時(shí)間及產(chǎn)聚峰值濃度，S油田一般在注聚10～17個(gè)月之后見聚，隨著聚合物的不斷注入，產(chǎn)聚濃度逐漸增大；30～40個(gè)月之后產(chǎn)聚濃度達(dá)到峰值，峰值濃度為70～180 mg/L，區(qū)塊之間差別明顯。老井的見聚及產(chǎn)聚峰值時(shí)間一般都大于加密井，產(chǎn)聚濃度峰值低于加密井。

區(qū)塊見聚特征受多種因素的影響，包括油藏參數(shù)、聚合物性質(zhì)參數(shù)、注入?yún)?shù)等[5]。注聚段塞尺寸大的區(qū)域，產(chǎn)聚濃度相對較高。試驗(yàn)區(qū)的注聚段塞尺寸已到0.516 PV，周邊受效油井產(chǎn)聚濃度明顯比其他區(qū)域高。注采井距越小，聚合物段塞推進(jìn)到受效井時(shí)間越短，見聚時(shí)間較早；注采井距越大，聚合物段塞推進(jìn)到受效井時(shí)間越長，見聚時(shí)間較晚。加密前老井井距為350 m×350 m，加密后井距變?yōu)?75 m×350 m，老井見聚時(shí)間比加密井見聚時(shí)間晚，產(chǎn)聚濃度相對較低。

2.2.3 產(chǎn)出流體性質(zhì)變化

受效井組產(chǎn)出的油氣水分析表現(xiàn)出兩個(gè)特點(diǎn)：產(chǎn)出原油的重質(zhì)成分增大；產(chǎn)出水礦化度出現(xiàn)下降。產(chǎn)出原油的重質(zhì)成分增大說明聚驅(qū)擴(kuò)大了波及體積。聚驅(qū)后產(chǎn)出了更多的地層水，由于地層水礦化度更低，所以聚驅(qū)受效井的產(chǎn)出水礦化度有所下降，進(jìn)一步說明了聚驅(qū)有效擴(kuò)大了波及體積。

3 優(yōu)化調(diào)整的主要做法及效率

3.1 加強(qiáng)注聚方案的動(dòng)態(tài)跟蹤及優(yōu)化調(diào)整

聚合物驅(qū)初期，加強(qiáng)動(dòng)態(tài)跟蹤及方案優(yōu)化調(diào)整尤為重要。動(dòng)態(tài)跟蹤主要包括注聚井注入濃度、注入壓力、配注量、聚合物溶液性質(zhì)、油井聚合物產(chǎn)出濃度、產(chǎn)吸剖面等內(nèi)容[6]。為保證注聚效果而提高配注量、近井地帶堵塞等原因造成的注入壓力高的注聚井，采取了酸化解堵技術(shù)、分層注入技術(shù)等，2008年實(shí)施擴(kuò)大注聚以來，已實(shí)施酸化解堵70井次，增注效果明顯。注聚實(shí)施過程中及時(shí)采取監(jiān)測注聚濃度、改進(jìn)配注方法及工藝、加強(qiáng)注入水質(zhì)監(jiān)控等措施，確保了聚合物井口的有效黏度。

聚合物驅(qū)實(shí)施過程中，實(shí)施了加密調(diào)整后注聚方案及時(shí)優(yōu)化調(diào)整。2010—2014年，為了進(jìn)一步挖潛井間剩余油，S油田Ⅰ期實(shí)施了加密調(diào)整。2012—2015年，及時(shí)開展了注聚方案的優(yōu)化調(diào)整。目前的注入?yún)?shù)是以區(qū)塊為單位實(shí)施優(yōu)化的，但隨著油田的開發(fā)，各注聚井區(qū)的含水、產(chǎn)油等出現(xiàn)較大差異。考慮單井差異，后期必須以注聚井為中心，開展一井一策研究，及時(shí)優(yōu)化調(diào)整注入濃度，精細(xì)管理注聚井。

3.2 全面分注及全過程調(diào)剖，改善注聚縱向波及

聚合物溶液對于改善層間非均質(zhì)性作用有限，整體層間矛盾依然沒有得到根本改善，主要吸水層仍然是主要吸聚層[6]。S油田儲(chǔ)層縱向平面上非均質(zhì)性強(qiáng)，層間差異大。針對以上特點(diǎn)，有必要開展分層注聚措施，改善注入剖面的同時(shí)提高聚合物的有效利用率。因此，聚驅(qū)實(shí)施過程中，對計(jì)劃轉(zhuǎn)注聚的井采用地面控制雙管分注工藝提前開展換管柱作業(yè)。目前24口井注聚井已實(shí)現(xiàn)全面分注。以A23井組為例，2011年注聚井A23實(shí)施調(diào)剖（圖3），調(diào)整注入剖面后井組單井平均含水率下降8%～10%，單井平均日增油25 m3。2016年共實(shí)施4井次調(diào)剖，受益井含水率降低4%，累計(jì)增油1.72×104m3。

圖3 調(diào)整注入剖面后受效井生產(chǎn)曲線

3.3 優(yōu)化調(diào)整產(chǎn)液結(jié)構(gòu)，改善平面波及

注聚初期油井大多表現(xiàn)出含水、采液指數(shù)下降等特征，造成油井產(chǎn)液量大幅下降[7]，增油幅度有限，同時(shí)聚合物推進(jìn)速度也變慢，不利于聚合物段塞形成。對于早期注聚油田，在注聚初期提液可起到三方面作用，一是能夠減緩因產(chǎn)液量下降較大而導(dǎo)致產(chǎn)油量下降的趨勢；二是可以加速聚合物推進(jìn)速度，促進(jìn)聚合物段塞形成，具有引效作用；三是通過放大生產(chǎn)壓差，提高相對較差儲(chǔ)層的動(dòng)用程度，降水增油[8–11]。以 A26 井區(qū)為例，2009–12—2010–2，該井區(qū)的三口生產(chǎn)井A25、A26、A27井位于注聚中心區(qū)，含水率在80%左右，采取大泵提液措施后，平均日產(chǎn)液量由200 m3增加到600 m3，日產(chǎn)油量大幅上升，平均日增油100 m3，含水率平均降低10%，注聚效果得到進(jìn)一步增強(qiáng)。通過數(shù)值模擬研究顯示，A26井區(qū)提液后擴(kuò)大了驅(qū)替范圍，使平面及縱向未動(dòng)用或者較少動(dòng)用的儲(chǔ)層得到動(dòng)用。

3.4 聚合物驅(qū)效果

聚合物驅(qū)實(shí)施后，S油田含水率趨于穩(wěn)定，與水驅(qū)對比含水率下降8%～10%，截至2016年底，實(shí)現(xiàn)增油 370.7×104m3，提高控制區(qū)采出程度 3.9%。

4 結(jié)論

（1）S油田聚合物驅(qū)見效特征明顯，取得了明顯的穩(wěn)油控水效果。

（2）早期注聚導(dǎo)致區(qū)塊的含水率變化不存在典型的下降漏斗，但趨于穩(wěn)定；單井含水率變化存在漏斗型和無漏斗型2種情況；注入井井口壓力上升，注入剖面得到了一定的改善。

（3）在動(dòng)態(tài)跟蹤的基礎(chǔ)上，加強(qiáng)了注聚方案的動(dòng)態(tài)跟蹤及優(yōu)化調(diào)整，開展了全面分注及全過程調(diào)剖、提液等綜合措施，確保了聚合物驅(qū)效果。

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