渤海锦州9_3油田注聚动态分析及优化调整技术研究
锦州9-3w油田敷设方案
锦州9-3W油田柔性管敷设方案中海石油基地集团管道工程公司2008年4月16日目录第一章工程概况 (2)1．1工程位置 (2)1．2工程量 (3)第二章施工条件 (5)2．1自然条件 (5)2．2 工程地质 (7)第三章施工方法 (8)3．1工艺流程 (8)3．2主要施工方法 (8)3．3工程测量 (10)3．4质量控制 (10)3．5安全、环保控制 (11)3．6施工组织人员 (12)第四章工程进度计划 (13)4．1挖沟、铺管进度 (13)4．2抛填砂袋进度 (13)4．3工期 (13)第五章施工船舶、设备介绍 (15)5．1工程的主要特点 (15)5．2施工船舶 (15)5．3海底柔性管道铺管机介绍 (16)第一章 工程概况1．1工程位置本工程地点位于渤海辽东湾北部海域锦州9-3W油田两个平台之间。
工程平面位置示意图1．2工程量根据工程实际和柔性管敷设需要，海底管沟长度1300m，挖宽2m，挖深1.5m，抛填砂袋100m，主要工程量如下：1.2.1 挖泥量约9700m31.2.2 抛填砂袋200m31.2.3 本次施工敷设4＂柔性管1400m，柔性管用量约1600m，柔性管参数见下表：名称 4寸管 6寸管柔性管内径（直径D） 102mm 153mm柔性管外径（直径D） 134mm 186mm内嵌钢丝 6mm 6mm单位长度重量 15kg/m 30kg/m一卷盘长度 1000m 800~1000m卷盘内径（直径D） 4.0m卷盘外径（直径D） 7.5m卷盘宽度（厚度） 6.5m空卷盘重量 30多吨连接形式：法兰连接 8个12mm螺丝 10个12mm螺丝最大拉力（不变形） 20吨 30吨工作压力 17MPa 1.75公斤试验压力（1.5倍工作压力）25.5MPa 2.63公斤试验压力时间 24小时 24小时备注 保温、需配重4”柔性管 柔性管断面法兰连接 柔性管内钢丝第二章 施工条件2．1自然条件2．1．1气象依据锦州9-3W工程相关调查报告：从每年10月中旬至次年5月中旬，每隔 7～15天就有一次寒潮过境，寒潮过境时，该海域通常出现强烈的或较强烈的偏北风，并出现偏北向大浪；在每年的四、五月份和九、十月份，本海域中出现偏南风大浪。
锦州9-3东油田浅水平台电潜泵结构改进与应用研究
吸 空 并使 电机 和 泵 避 开 冬 季 的 冰 层
．
泵安装时还 膻
，
确定 浸 没 深 度
易于泄漏
。
几
上述
2
个参 数 确 定 得 合适 与否
。
因此 在 电机 内增 设 了 测 量 电极 利户 防 H
， ，
．
对泵组 应用效果具有重要 的影响
冻 液 和 海 水的 导电 率 相 差 较 大 的 特 点 测 量 其 电 阻
径 尺 寸 大 小 确 定 ；同 样 与 流 量 有 关 的
下亦与叶轮直径 尺 寸大小有关
一
在此 条件
，
。
般规 定 海 洋平
r
1． 2
电机 泄 漏 监 测 设 计
台用 电 动 消 防泵 的转速 不 超 过
1 5 () ()
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，
因此 只
，
传统 的下 置 式 电潜 泵 的 电机 安装 在泉体 的下
的 变化并设 定报警 电阻 值
。
浸没深度 度
一
， ，
是 指 泵 的首级 叶 轮浸 没 在 水 中的深
当 电 机 【渗 入 海 水 量 达 人 J
。
，
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，
到
1
．
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．
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( 1)
3
上 置 式 电潜 泵 结构 特 点
式(1) 中
，
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电机 位于 泵 的上 方
．
，
使得 泵 体 可 以 利用 的
、
。
最小卷泥 水深 亿
锦州9-3油田主体区西侧井口平台工艺
锦州9-3油田主体区西侧井口平台工艺刘建忠【摘要】锦州9-3油田主体区分为西区和东区两个区,采用的是一种沉箱结构形式的开发工程模式.油田主体区西侧依托现有平台和处理设施,简化流程,取消公用系统,使新建平台成为真正意义上的无人平台；井口物流在新建无人平台上不作处理,依靠电潜泵余压经海管输送到西区SLPW平台处理；尽可能不使用大型浮吊进行安装作业以降低工程费用；修井作业考虑使用LIFTBOAT.新建WHPB平台共有3口生产井、2口注水井以及2个预留井槽.生产井的物流依靠电潜泵余压,汇合后不经加热进入单层保温海底管道,输送到锦州9-3油田的储油动力平台处理.【期刊名称】《油气田地面工程》【年(卷),期】2012(031)002【总页数】2页(P32-33)【关键词】平台;原油;注水;开发;工艺流程【作者】刘建忠【作者单位】中海石油(中国)有限公司天津分公司【正文语种】中文锦州9-3油田主体区于1999年10月投入生产，至今已有8年的开采历史。
截至2005年12月底，油田共有油井35口，注水井9口，水源井2口及气源井3口，累计产油501.96×104m3，采出程度10.3%，综合含水68.4%。
油田主体区分为西区和东区两个区，采用的是一种沉箱结构形式的开发工程模式。
其主要工程设施包括：西区内钻井生产平台（DRPW）1座，储油动力平台（SLPW）1座，系缆平台（MDP1，MDP2）2座。
东区内井口沉箱平台（WHPE）1座，原设计为无人驻守井口平台，现已改成有人驻守井口平台。
两区之间由2条2.7 km海底管线及1条海底电缆相连。
东区WHPE平台的井口物流经海底管线混输到SLPW，与通过栈桥送至SLPW的DRPW物流汇合进行处理。
分离出的伴生气用作平台燃料气；生产水处理合格后作为油田注水使用；原油处理合格后送至储油沉箱储存，定期由油轮外运。
2003年3月，对锦州9-3油田进行了天然气综合利用改造，在西区增加了1座压缩机平台（GCP），GCP平台与DRPW平台用栈桥相连。
渤海油田早期注聚特征分析及优化调整技术研究——以S油田为例
对 比结果表明 ：①含水率曲线形态受注聚时机影响 唯 一标 准 了ｐ ４］ｏ针对 以上 现 象 ，综 合 了动态 法 、水 明显 ，分为有下 降￡Ｉｊ漏／暮斗 和无下降漏斗两种情况 ；② 驱特征 曲线法 、数值模拟法等多种方法 ，判断 了不
注聚时机越晚 ，含水下降漏斗越明显 ；注聚时机为 同注 聚时机 下新 井及 老井 的见 效 时 间点 （表 １）。对
中图分类号 ：ＴＥ３５７．４３
文献标识码 ：Ａ
聚合物驱是作为水驱后进一步提高采收率 的关 键 技 术 ，已经 在我 国的老 油 田实 现 了大 规模 的工 业 化应用 ，为老油田控水稳油 、持续稳产做出了重要 贡献【ｌ】０海上平台生产寿命有限（一般是 ２５年左 右 ）， 如何在有 限的时间内尽可能采出更多的油 、提高采 出程 度是 海 上 油 田高 效开 发 的关 键 。在 海 上油 田模 糊 二 三次 采油 界 限理 论 指导 下口 ，渤海 油 田在 三个 油 田分别开展了不 同含水阶段的聚合物驱矿场试验 。
２ 早期 聚合物驱动态特征
２．１ 注入 特征 聚合 物增 大 了注入 水 的 黏度 ，减 小 流度 比 ，导
冒 堇
矮 督
小 层 图 １ Ｓ油田 Ａ２８井注聚前后 吸水剖 面对比
２．２ 产出特征
收稿 日期 ：２０１８一Ｏ２—０７ 作者 简介 ：张国浩 ，工程师 ，１９８７年生 ，２０１２年毕业 于中 国石油大学 （华东 ）油气 田开发专业 ，现从事 油 田三次采 油技术 、油藏方案数值模拟研究 。 基金项 目 ：国家科技重大专项课题 “渤海油 田加 密调整及 提高采收率油藏工程技术示 范”支持（２０１６ＺｘＯ５０５８００１）。
的下降漏斗 ，但趋于稳定 （图 ２），表现为明显稳油
锦州9-3油田油藏工程说明
锦州9-3油田油藏工程说明1 概况锦州9—3油田位于渤海辽东湾北部海域。
东经121°24′—121°36′，北纬40°38′—40°42′。
西距锦西市53km，南距锦州20—2凝析油气田22km，油田范围水深7.8m。
锦州9—3构造隶属辽东湾拗陷辽西低凸起的北部，位于辽西凹陷的北洼与陆地西部凹陷清水沟洼陷之间，处于非常有利的含油、气构造带内。
1988年8月，在锦州9—3构造上钻第一口预探井—锦州9—3—1井，于东营组下段经DST钻杆地层测试获折算日产原油184m^3(11.113mm油嘴)。
同年又钻锦州9—3—3，锦州9—3—2和锦州9—3—4三口评价井。
1989年钻锦州9—3—5井。
以上五口井除锦州9—3—3井，其余井均钻遇油、气层。
自此发现了锦州9—3油田。
2 构造特征锦州9—3构造是一个北东向展布的狭长半背斜构造。
西北侧以一条北东向的正断层为界，东南方向逐渐向洼陷过渡，构造倾角约10°。
构造长17km，宽2.5km，圈闭面积36km^2，幅度210m。
西北侧主断层是锦州9—3构造的边界断层，该断层形成于中生代，活动于新生代，对锦州9—3构造的产生，演化以及油气的运移和聚集起着重要的控制作用。
构造南部有一条与主断层大致相平行的长约10km的次级边界断层。
以锦州9—3—3和锦州9—3—5两井之间的北西向断层为界，可将整个构造分成东西两部分。
西侧为构造(油田)主体，面积32.5km^2，构造完整;东侧为复杂断块区，面积仅3.5km^2，被4条小型正断层分割为5个小断块。
3 储层特征锦州9—3油田储层岩性以细粉砂岩为主，主要成份为石英(50%—60%)，长石(30%—35%)。
胶结物为泥质(15%)，几乎无碳酸盐成份。
储集空间以原生粒间孔为主，孔隙度高，多数在27%—31%之间，渗透率中等，为100—500×10^-3μm^2，渗透率变异系数0.75，储层非均质严重。
渤海JZ9-3油田二元复合驱效果分析
渤海JZ9-3油田二元复合驱效果分析张洪;李彪;王锦林【摘要】渤海JZ9-3油田实施二元复合驱后，起到了降水增油、抑制聚驱后含水回升的作用。
目前，井组含水下降，产油上升。
在分析总结中心井W7-4井见效特征的基础上，对其影响因素进行分析。
海上油田由于井距大、油层非均质性影响，注入段塞体积相对较小，见效时间相对较晚，适当运用措施可改善复合驱开发效果，为下步JZ9-3油田二元复合驱扩大方案的编制及动态跟踪分析具有指导意义。
【期刊名称】《中国洗涤用品工业》【年(卷),期】2014(000)005【总页数】3页(P43-45)【关键词】表面活性剂;二元复合驱;渤海油田;降水增油;提高采收率【作者】张洪;李彪;王锦林【作者单位】中海石油中国有限公司天津分公司，天津 300452;中海石油中国有限公司天津分公司，天津 300452;中海石油中国有限公司天津分公司，天津300452【正文语种】中文二元复合驱是在注入水中加入表面活性剂和聚合物，降低油水界面张力及油水流度比，提高驱油效率，一般在水驱的基础上提高采收率20%左右[1-3]。
为提高渤海油田采收率，于2010年12月，选取渤海JZ9-3油田开展了二元复合驱矿场试验研究。
1.地质及井组概况油藏地层温度57℃，孔隙度22～36%，渗透率10～5000mD，地层平均原油黏度17.1mPa.s，地层水矿化度为6401～9182mg/L。
复合驱井组二元注入井4口，聚驱注入井1口，一线受益井14口（如图1所示）。
措施前井组日产液2520m3，日产油792.8m3，含水68.5%。
图1 二元复合驱井位示意图2.二元复合驱实施概况2.1 注入段塞聚合物段塞:2007年10月～2008年9月，W6-4、W7-3、W8-4、W8-6、W5-3井先后改注聚合物，浓度为1200～1500mg/L，注入量0.13PV。
2011年2月W6-4、W7-3、W8-4、W8-6井正式注入二元复合体系二元段塞，组成为1500mg/L的聚合物+0.1～0.12%的表面活性剂。
锦州9-3油田废热回收利用
ｆ ｒ ｏ ｍ ｔ ｈ ｅ ｅ ｘ ｉ ｓ ｔ ｉ ｎ ｇ ｔ ｈ ｒ ｅ ｅ Ｓ ＯＬ ＡＲ ｔ ｕ ｒ ｂ ｉ ｎ ｅ ｇ ｅ ｎ ｅ ｒ ａ ｔ ｏ ｒ ｓ ｔ ｏ ｅ ｘ ｐ ｎｄ ａ ｈｅ ｔ ｈ ｅ ｔ ａ ｃ ａ ｐ ａ ｃ ｉ ｔ ｙ ｏ ｆ ｈｅ ｔ ｏ ｉ ｌ ｉｅ ｆ ｌ ｄ ｓ ｙ ｓ ｔ ｅ ｍ ａ ｎ ｄ ｒ ｅ ａ ｌ ｉ ｚ ｅ ｄ ｔ ｈ ｅ ｓ ａ ｆ ｅ ａ ｎ ｄ ｅ ｉｃ ｆ ｉ ｅ ｎ ｔ ｐ ｒ ｏ ｄ ｕ ｃ ｔ ｉ ｏ ｎ， ｅ ｎ ｅ ｒ ｇ ｙ ｃ ｏ ｎ ｓ ｅ ｒ ｖ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ ｎｄ ａ ｅ ｎ ｖ ｉ ｒ ｏ ｎ ｍｅ ｎ ｔ ａ ｌ ｐ ｒ ｏ ｔ ｅ ｃ ｔ ｉ ｏ ｎ ． Ｋｅ ｙ ｗｏ ｒ ｄ ｓ ： ＣＮ００Ｃ ；ｗａ ｓ ｔ ｅ ｈ ｅ ａ ｔ ｒ ｅ ｃ ｙ ｃ ｌ ｉ ｎ ｇ ；ｅ ｎ ｅ ｒ ｇ ｙ ｃ ｏ ｎ ｓ ｅ ｒ ｖ ｔｉ ａ ｏ ｎ ａ ｎ ｄ ｅ ｎ ｖ ｉ ｒ ｏ ｎ ｍｅ ｎ ｔ ａ ｌ ｐ ｒ ｏ ｔ ｅ ｃ ｔ ｉ ｏ ｎ
锦州9-3油田高含水期开发效果评价研究
锦州9-3油田高含水期开发效果评价研究郑浩;王惠芝;王世民;冯敏;郑旭;祝晓林【期刊名称】《海洋石油》【年(卷),期】2009(029)003【摘要】针对目前锦州9-3油田高含水期开发现状,应用油藏工程方法,从开发效果评价指标体系入手,对注入倍数增长率、水驱指数、存水率、综合含水等指标进行了客观分析,适时监测油田开发动态,及时发现油田存在主要问题,为全面了解油田开发状况,进行下步调整挖潜提供理论依据.评价结果表明,该油田注水开发过程中,在提液稳油、追求上产的同时,控水措施没有及时跟上,导致含水上升较快.但2004年以后的历次开发调整措施发挥了较好的作用,起到了稳油控水的效果.在今后开展稳油措施的同时,建议进一步加强找、堵水等控水工作,以保证开发效果向好的方向发展.【总页数】5页(P26-30)【作者】郑浩;王惠芝;王世民;冯敏;郑旭;祝晓林【作者单位】中海石油(中国)有限公司天津分公司勘探开发研究院,天津,300452;中海石油(中国)有限公司天津分公司勘探开发研究院,天津,300452;中海石油(中国)有限公司天津分公司勘探开发研究院,天津,300452;中海石油(中国)有限公司天津分公司勘探开发研究院,天津,300452;中海石油(中国)有限公司天津分公司勘探开发研究院,天津,300452;中海石油(中国)有限公司天津分公司勘探开发研究院,天津,300452【正文语种】中文【中图分类】TE323【相关文献】1.渤海油田中高含水期聚合物驱实践——以锦州X油田西区为例 [J], 刘英;周凤军;张迎春;王惠芝;王迪2.锦州9-3油田东区调整开发工程依托主电站方案可行性分析 [J], 马金喜3.优快钻井技术在锦州9-3油田开发中的应用 [J], 姜伟4.高含水期油田注水开发的改善措施与分析——评《高含水期油田开发地质分析》[J], 李智; 孙恒博; 王奇; 董晓渊5.强化注水管理提高高含水期油田开发效果——评《油田注水开发效果评价方法》[J], 黄飞洋;张志全因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
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文章编号:1673-8217(2010)02-0133-04渤海锦州9-3油田注聚动态分析及优化调整技术研究郑 旭,赵春明,王世民,雷 源(中国海洋石油(中国)有限公司天津分公司渤海油田勘探开发研究院,天津300452)摘要:渤海锦州9-3油田经过近两年的工业性聚合物驱矿场试验,目前已经初步见到降水增油的良好效果。
借鉴陆地油田注聚区块经验,对聚合物驱试验以来油水井动态变化特征进行分析总结,建立了适合海上油田特点的注聚前期油井见效标准,并对见效井特征进行了分析与评价。
在此基础上提出了改善注聚效果的优化配套措施,为建立海上油田优化注聚模式做出了有益摸索。
关键词:海上油田;聚合物驱;动态特征;优化技术;效果中图分类号:TE357 文献标识码:A近年来,海上油田出于高效高速开发的需求,在保持注水开发的同时引入并试验开展了聚合物驱提高采收率技术。
在渤海绥中36-1油田注聚先导性试验基础上[1],2007年10月锦州9-3油田西区开展了工业性聚合物驱矿场试验,经过近两年的注聚开发,目前注聚效果逐步显现,注聚正由见效前期向明显见效期过渡。
及时总结注聚阶段以来油水井注采动态特征、开展注聚优化配套措施研究,对于提高聚合物驱效果并为今后海上油田大规模推广应用具有重要意义。
1 锦州9-3油田注聚概况1.1 聚合物驱适用性分析适合开展聚合物驱需具备一定的油藏条件,研究表明,油层的非均质性、油层温度、地层水和注入水的矿化度、原油粘度、注入参数和方式等都直接影响聚合物驱效果[2]。
经过对比筛选,确定锦州9-3油田西区开展聚合物驱主要基于以下优势:首先,锦州9-3油田地质上以陆相三角洲沉积体系为主,储层非均质性强,纵向上以正韵律和复合韵律发育为主,渗透率变异系数在0.7左右,有利于发挥聚合物驱改善波及体积效果;其次,锦州9-3油田原始地层水矿化度较低,在6400mg/L左右,有利于减少聚合物的吸附及工作粘度的保持,改善油水流度比;第三,锦州9-3油田油层埋藏深度相对较浅,油层温度较低,在油层中不会发生热氧降解,同时有利于保持聚合物化学添加剂性能;第四,锦州9-3油田的地下原油粘度在16~26mPa s左右,处于聚合物驱效果较好的范围内;第五,锦州9-3油田注聚目标区为断层控制的层状构造油藏,不带气顶,边水能量较弱,对注聚影响较小。
1.2 注聚方案设计与实施在借鉴陆地油田经验基础上,选择锦州9-3油田西区作为注聚目标区制定了西区整体注聚方案,注聚区控制地质储量约1500104m3,设计注聚井8口,一线受效油井21口,采用合注合采方式,注入速度3450m3/d(0.045PV/年),注聚浓度800 m g/L,连续注入5年(0.23PV),累积聚合物用量5 601t。
油田自2007年10月第一口注聚井实施注聚,后续井分批逐步转注,至2008年9月实现方案设计的8口注入井全部转注聚。
截至2009年5月,已累积注入聚合物溶液156104m3,注入孔隙体积倍数0.052PV,当前平均注入速度0.05PV/a。
2 聚合物驱动态变化特征和效果评价2.1 动态变化特征(1)注聚井注入压力呈现!上升-平稳∀的过程,注入能力降低。
注水井转注聚前对部分高压井实施了酸化降压措施,注聚初期各井注入压力上升较快,注聚1-2个月后井口压力基本稳定,8口井平均压收稿日期:2009-10-12作者简介:郑旭,硕士,1980年生,2006年毕业于西南石油大学油气田开发工程专业,现主要从事油田管理及油藏工程方面研究工作。
石 油 地 质 与 工 程2010年3月 P ET ROL EU M G EOL OGY AN D ENGI NEERING 第24卷 第2期力上升幅度2.5M Pa;各注聚井初期视吸水指数呈现一定下降,霍尔曲线显示各井注聚阶段相比水驱阶段斜率增大,普遍建立起一定渗流阻力(见表1)。
与陆地油田相比[3-5],锦州9-3油田注聚井注入压力及渗流阻力变化趋势与陆地油田相类似,反映了注入井井底附近渗流特征发生改变,但各井注入压力上升幅度及阻力系数大小不均匀,分析认为,其主要原因在于油田本身储层非均质性较强,加之受注入水长期冲刷,地下渗流条件差异进一步加大,同时以往水驱阶段采取的调剖、酸化等措施也对注入井能力产生了影响,因而造成注聚井动态变化趋势存在一定差异。
表1 注聚井动态特征统计井号井口压力上升幅度/M Pa注聚前视吸水指数/(m 3 d -1 M Pa -1)注聚后视吸水指数/(m 3 d -1 M Pa -1)注聚阶段阻力系数注聚霍尔曲线斜率W4-2 2.33825 1.70.21W4-4 1.25861 1.20.16W5-3 2.54744 1.40.21W6-4 4.54836 2.20.25W6-6 1.95345 1.60.21W7-3 3.15341 1.20.23W8-4 1.56049 1.40.20W8-6 2.96442 1.30.23平均值2.553431.50.21(2)注聚区综合含水下降,产油增加,产水降低。
由于锦州9-3油田采用注聚井分批转注的方式,因此注聚后综合含水呈阶段性变化特点:注聚前注聚区综合含水71.5%,注聚初期综合含水略有上升,但上升趋势较注聚前明显降低,随注聚井相继转注聚后含水逐渐呈现平稳趋势。
2008年油田注水区含水上升率为3.4%,同期注聚区含水上升率仅为0.2%;主力注聚井投注约8个月、注聚量达到0.05PV 阶段,油田综合综合含水开始呈现下降趋势。
截至2009年5月油田综合含水68%,含水下降3.5%。
与注聚前相比,注聚区日产油由944m 3/d 增加到1161m 3/d,与注水区相比,注聚起到了较为明显的降水增油效果。
(3)注聚区油井动液面降低,生产压差普遍增大。
海上油田一般采用电潜泵方式生产,注聚后由于地层流动阻力增加,波及体积增大,流体推进速度变缓,地层供液能力相对降低。
通过对有动液面资料的生产井对比发现,注聚区油井动液面普遍降低,降低幅度在100~200m 左右,同注水区相比电泵井生产压差由注聚前的3~4MPa 提升到5~6MPa 左右。
(4)注聚区流体性质发生一定程度改变。
根据陆地油田经验,注聚见效阶段随着聚合物波及范围不断增大,原来水驱动用较差部位的地层原油被带出从而引起流体性质的变化,通常呈现原油密度和粘度增大、产出水矿化度升高的现象。
由于锦州9-3油田原油性质属常规重质原油,本身密度较高,从注聚区油井产出流体性质监测结果看,原油密度变化不明显,产出水矿化度则有较为明显的升高,上升幅度在100~200m g/L 左右。
2.2 聚合物驱效果评价目前海上油田针对聚合物驱见效标准还没有建立统一的认识,基于锦州9-3油田注聚阶段动态特征,参考借鉴其他油田见效标准[6],提出了适合海上油田特点的注聚前期油井见效标准如下:#对应注聚井注聚实施5个月以上;∃单井含水出现连续下降,含水下降值3%以上或在含水保持稳定的条件下,日增油量10%以上,且连续保持3个月以上;%水驱开发特征曲线发生明显转折。
根据此标准针对注聚区21口一线受效井进行分析,截至2009年5月共确定11口油井见效,采用驱替特征曲线法计算注聚累积增油量约1.7 104m 3。
从见效特点看,各见效井之间见效时间和见效程度差异较大,边角井空间位置无明显影响规律,反映了地层非均质性对注聚效果同样存在较大影响;见效井普遍先见效后见聚,但相差时间较短,见效越早、见聚越晚的油井注聚增油效果越好。
未见效井主要受以下几个因素影响:#油田边部物性较差,注采对应率低;∃受断层遮挡,聚驱受效慢;%受注入水及边水作用影响;&层间矛盾突出,部分井层吸聚量少或不吸。
3 聚合物驱优化配套技术3.1 注聚方案动态跟踪调整注聚初期,由于现场水质、管线流程、化学剂质134 石 油 地 质 与 工 程 2010年 第2期量等工艺问题可能会对聚合物溶液质量造成较大影响,因此加强动态监测及方案跟踪调整尤为重要。
动态监测主要包括注聚井注入参数、聚合物溶液性质、油井聚合物产出浓度、地层流体性质、产吸剖面等内容。
从渤海绥中36-1油田聚合物返吐试验结果看,由于海上油田采用水源井地层水与产出水混注方式,及井下采取的先期砾石充填完井防砂工艺,对聚合物粘度带来较大影响[7]。
根据锦州9-3油田注聚初期井口动态监测结果,采用原方案设计注聚浓度难以达到设计要求井口粘度,因此注聚实施过程中及时采取提高注聚浓度、改进在线溶解工艺等措施,保证了聚合物井口有效粘度;同时根据注入井动态特征,将!多井一制∀改为!多井多制∀的注入模式:注聚初期适当采用高浓度调整吸聚剖面,扩大波及效果,注聚见效后灵活调整各井浓度,在物性好、注入压力相对较低的区域,注聚井适当采用高浓度,在物性较差、注入压力相对较高的靠断层附近和边部采用低浓度。
注聚井见效后,根据油井见效动态变化,合理调整注采结构。
针对含水偏高、采出浓度大的井进行控液、卡水等措施,控制聚合物的无效采出,提高油层存聚率;对见效慢、平面采液强度偏低同时聚合物采出浓度低的井实施酸化解堵、提液引效等措施,改善地层渗流条件,提高低渗层动用程度。
对应注聚井进行配注方案的跟踪调整,从而做到均衡开采,最大限度的发挥聚合物驱效果。
锦州9-3油田注聚以来先后实施油井卡水5井次、提液6井次、酸化3井次,注聚井调配72井次,油井平均含水下降3%,累积实现措施增油0.8104m3。
3.2 完善注采井网,改变液流方向陆地注聚经验表明,注聚井网井距对注入速度和采液速度、见效时间以及见效程度都有直接影响,并最终决定提高采收率幅度,因此合理调整井网井距是保证注聚效果的重要基础[8-9]。
海上油田采用一套层系、多层合注合采和大井距开发条件下,注入速度过低导致注入周期长和见效晚,同时反九点法注采比相对较低,往往难以满足注聚条件下地层注入能力需求,造成聚合物驱提高采收率幅度相对较低。
通过实施老井转注改变原有注水井网,能够有效改变地下压力场和流体分布,启动非主流线附近剩余油,从而扩大波及体积。
一般认为,五点法井网注聚效果较好,但海上油田开发井数少,在考虑不同井网的注聚效果的同时需对比不同转注类型对产能损失的影响。
通过指标对比优化,锦州9-3油田设计将原反九点法井网调整为行列式井网,相比于其他井网类型,不仅转注井数少、产能损失相对较小,同时采用平行于物源方向和构造方向的行列式井网提高了砂体控制程度,也有利于后期部署井间加密井等剩余油挖潜措施。
调整为行列式井网后井距可由400m缩小为200m,注采比由1∋2.6提高到1∋1.9,有效提高了地层供液能力,同时改变地下油水驱替方向,优化油井受效范围。
3.3 分层注聚与分层调剖相结合,改善注入剖面吸聚剖面测试表明,注聚虽然对缓解层间差异有一定作用,但整体层间矛盾依然没有得到根本改善,主要吸水层仍然是主要吸聚层。