渤海聚驅油田聚合物堵塞對產液影響分析及改善措施研究

李 芳，魏 俊，王曉超

(中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司 天津300452)

應用技術

渤海聚驅油田聚合物堵塞對產液影響分析及改善措施研究

李 芳，魏 俊，王曉超

(中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司 天津300452)

聚合物驅油技術作為稠油油田開發穩產或增產的重要手段之一，在國內外陸上油田已取得了廣泛應用。為了探索聚合物驅油技術在海上稠油油田應用的可行性，渤海油田在 3個油田實施聚合物驅開發模式，歷經 12年，共有44口注聚井，179口受益井，取得了明顯的聚合物驅增油降水效果。但是，在聚合物驅開發過程中，部分受益井產液量下降，大大影響了聚驅油田的開發效果。通過分析，發現主要原因為聚合物在油井近井地帶產生堵塞，造成泵效降低，經過相應治理措施后效果明顯，為后期聚驅油井的開發提供了參考依據。

渤海油田 聚合物驅 地層堵塞 泵效降低 產液量下降

0 引 言

聚合物驅油技術作為一種改善油水流度比，提高注水波及系數的有效方法已在許多油田大規模推廣應用。但隨著該技術的深入應用，出現的諸如堵塞、[1-5]產出水處理等問題也引起了各個油田的關注，特別是聚合物堵塞會影響后續聚合物的有效深入，嚴重時會導致油井產液量大幅下降甚至不產液，從而造成產油量較低，聚驅增油效果不明顯。同時，隨著油井含水的下降，見聚濃度的增加，產出液的成分發生了變化，產出液中的聚合物易攜帶地層中的顆粒運移，在井筒中產生堵塞，對油井的管柱及泵的工作環境產生影響，造成了泵效率低、事故率高，[6]使油井產液能力下降。

針對油田產液下降的現象，本文從地層能量、產出聚合物特征兩個方面排查原因，通過措施后的效果推斷聚驅油田產液下降的原因，為后期聚驅受益油井的治理提供了參考依據。

1 油田概況

1.1 油藏概況

渤海目前共有3個注聚油田(見圖1)，油田儲層孔隙度主要分布在 27%,～35%,之間，滲透率主要為 1,000～4,000,mD，儲層具有高孔、高滲的儲集物性特征，原油地層粘度為 13.9～176.3,mPa·s。

圖1 渤海聚驅油田分布圖Fig.1 Distribution of polymer flooding in Bohai oilfields

1.2 實施概況

渤海 3個油田均采用單井注聚-井組注聚-全油田注聚的開發模式，自2003年S油田開始注聚，至今已有12年，共有44口注聚井，179口受益井，取得了明顯的聚合物驅增油降水效果。目前S油田與J油田都出現了產液量下降的現象，聚驅效果變差。

S油田Ⅱ期2011年開始注聚，共4口注聚井、32口受益井。注聚半年多后，2011—2013年產液量呈下降趨勢，含水上升趨勢得到抑制，保持平穩，但產油量較低，聚驅增油效果不明顯。2013年調整井投產油田后總體產液量有所回升(見圖2)。

圖2 S油田Ⅱ期生產曲線Fig.2 Production curve of S Oilfield PhaseⅡ

J油田 2007年開始注聚，2010年開始注二元，目前共8口注聚井、31口受益井。2008年6月開始有降水增油效果，聚驅效果明顯。2011年開始二元復合驅，整個復合驅井組含水保持平穩，2013年2月左右，井組產液下降，影響復合驅效果觀察，目前含水有回升趨勢(見圖3)。

圖3 J油田受益井組生產曲線Fig.3 Production curve of J Oilfield effective well group

2 產液下降原因分析

通過調研，聚驅油田產液下降主要受地層能量、地層堵塞及泵效影響，下面主要從這4個方面開展S油田與 J油田產液下降原因分析。

2.1 地層能量分析

S油田Ⅱ期自 2006年以來油藏壓力保持較好(該地區基準面處原始地層壓力為14.28,Mpa，原始飽和壓力為12,MPa。靜壓測試資料顯示，基準面處壓力從2005年的11.5,MPa左右上升到 2012年11月的 13.3,MPa左右)，地層能量比較充足(見圖4)。

圖4 S油田Ⅱ期靜壓測試曲線Fig.4 Hydrostatic testing curve of S Oilfield PhaseⅡ

S油田Ⅱ期自2006年以來累計注采比逐漸上升，從2011年7月至今均大于1，目前注采比為1.05，氣油比在40左右。

J油田歷年靜壓測試資料顯示，2007年開始地層壓力逐漸上升，目前地層能量為 14,MPa，地層能量較為充足(見圖5)。復合驅井組累計注采比為0.91，生產氣油比一直為70。

圖5 J油田西區靜壓測試曲線Fig.5 Hydrostatic testing curve of J Oilfield western zone

2.2 地層聚合物堵塞分析

S油田Ⅱ期D、E平臺產聚濃度平均為150,mg/L，F平臺產聚濃度平均為 50,mg/L，不同聚驅井組產聚濃度差異較大。D平臺受益井中D23、D28井產聚濃度最高，且持續見到聚合物產出，F平臺受益井中F2、F7、F12井產聚濃度最高，且持續見到聚合物產出(見圖6、7)。

圖6 S油田D、E平臺產聚濃度曲線Fig.6 Polymer concentration curve of S Oilfield D&E p latforms

圖7 S油田F平臺產聚濃度曲線Fig.7 Polymer concentration curve of S Oilfield F platform

通過比較 SZ36-1油田Ⅱ期產出聚合物濃度與產液下降的時間關系可以看出，受益油井呈現出“見聚后液量下降”特征(見表1)。

表1 S油田見聚與液量下降時間對比表Tab.1 Com parison tabulation of S Oilfield polymer disp lay and flow decrease tim e scale

以D23井為例，該井是兩口注聚井D27、D29井周邊的一線受益井，2010年10月D27、D29井開始注聚，2011年10月D23井見聚，產聚濃度較高，為注入濃度的 10%,(見圖 8)。見聚后，產液量開始不斷下降。D23井注聚后，流壓開始下降(見圖9)，從而得知這些井在大的生產壓差下產液量卻較低，因此懷疑地層存在堵塞。

圖8 D23井產聚濃度曲線Fig.8 Polymer concentration curve of D23 Well

圖9 D23井井底流壓變化曲線Fig.9 Flow pressure variance curve of D23 W ell bottom

圖10 J油田產聚濃度曲線Fig.10 Polymer concentration curve of J Oilfield

2.3 泵堵塞分析

J油田產聚濃度比其他海上注聚油田高，平均為300,mg/L，且均持續有高濃度聚合物產出(見圖 10)。由于采出液中有聚合物存在，井筒中液體粘度增大，使得抽油泵閥開啟、關閉滯后，造成泵效下降。產出液的濃度越大，對泵工況的影響越大。

現場檢泵發現，泵吸入口有大量堵塞物，實驗檢測該堵塞物主要是聚合物及油砂，推斷聚合物易攜帶顆粒運移，造成地層出砂，對泵工況的影響也較大。

可以看出，聚驅油田的地層能量保持較好，產液下降的原因主要是聚合物產出濃度較高，且易攜帶顆粒運移。伴隨著聚合物的產出，聚合物吸附、沉淀、溶解不均等現象易堵塞地層，造成地層出砂，在井筒中影響泵效。

3 改善措施分析

3.1 聚合物解堵

S油田Ⅱ期針對產液下降的井進行了酸化解堵作業，2013年9月21日注入解堵劑對D23井進行解堵。施工措施為：注防水傷害前置液，對近井地帶有機堵塞進行解堵，解除近井地帶有機污染。2013年9月25日啟泵生產。解堵前產液量為104,m3/d，產油量為23,m3/d，含水率為78%,，解堵后產液量為 159.6,m3/d，產油量為 54.3,m3/d，含水率為 66%,，可見解堵后產液量大幅上升，產油量上升，含水率下降，效果明顯(見圖 11)。分析認為，D23井附近地層為高孔高滲儲層，高粘稠油膠質瀝青質含量高，易發生乳化傷害，聚合物在生產過程易產生堵塞，影響聚驅效果。建議下步針對S油田的聚合物體系進行解堵研究，適時提液以增強效果。

圖11 D23井生產曲線Fig.11 Production curve of D23 Well

3.2 檢泵作業

J油田針對產液下降的井進行了檢/換泵作業，從產聚濃度曲線可知，W 5-2、W 5-5、W 8-5、W 8-5井產聚濃度均高于油田平均產聚濃度，檢泵后產液上升明顯(見表2)。

表2 J油田檢泵措施前后對比表Tab.2 Com parison tabulation of J Oilfield before and after taking pum p inspection measures

圖12 W 5-5井生產曲線Fig.12 Production curve of W 5-5 W ell

以W 5-5井為例，該井2012年開始出現產液量大幅下降，產油隨之下降，影響了復合驅效果。2014年2月，該井進行換泵作業，換泵后產液由106,m3/d上升至257,m3/d左右，產油由24,m3/d上升至50,m3/d左右，含水上升4%,，換泵效果明顯，產液大幅上升，產油也上升明顯(見圖 12)?？梢?，J油田高濃度聚合物產出對該油田泵效影響較大，建議縮短檢/換泵周期，制定合理的泵工作制度。

4 結 語

目前渤海 3個注聚油田均取得了較好的聚驅效果，凈增油超過 300萬 m3，但隨著聚合物的產出，出現了產液下降的問題，聚驅效果變差，主要原因是聚合物堵塞地層及泵效受到影響。在聚合物驅過程中，由于聚合物在地下建立了一定的滲流阻力，造成儲層連通性相對變差，且聚合物在近井地帶造成堵塞，導致油井產液量降低，聚驅效果變差，建議適時實施酸化措施，配合注采結構調整可加強效果。油井聚驅見效后，含水降低以及產出聚合物濃度增加使得井筒內采出液成分發生變化，井筒內的液體粘度增大，使得泵效降低，產液下降，建議檢/換泵作業保持油井原有產能，加強聚驅效果。■

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Study on the Polymer Plugging Im pact on Liquid Production and Im provement M easures in Bohai Polymer Flooding Oilfields

LI Fang，WEI Jun，WANG Xiaochao
(CNOOC EnerTech-Drilling & Production Co.，Tianjin 300452，China)

As one of the most important technology for the development of heavy oil reservoirs，polymer flooding is w idely used in onshore oilfields both at home and abroad．In order to explore the application feasibility of polymer flooding technology in offshore heavy oil fields，three reservoirs in Bohai oilfields have implemented the polymer flooding development mode．For 12 years，the technology has gained obvious effects，w ith oil production increasing and water cut decreasing in 44 polymer injection wells and 179 oil wells．However，oil production decreasing happened in some oil wells，influencing the effect of polymer flooding．The main reasons were the formation plugging and lower pump efficiency caused by the polymer．After taking corresponding control measures，the problems have been well solved．The results can provide reference and technical support for the polymer flooding application in offshore oilfields.

Bohai oilfields；polymer flooding；formation plugging；low pump efficiency；production decreasing

TE341

：A

：1006-8945(2015)10-0036-05

2015-09-09