聚合物驅(qū)階段注采動態(tài)特征及影響因素分析

梁 丹，馮國智，謝曉慶，石 爻

(1.海洋石油高效開發(fā)國家重點實驗室，北京 100027;2.中海油研究總院，北京 100027)

引 言

聚合物驅(qū)提高采收率技術(shù)是渤海稠油油田高效開發(fā)新模式的關(guān)鍵技術(shù)之一[1-3]，生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)可以直接反映油藏開發(fā)的效果。因此，分析生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)是客觀了解油藏條件和油藏開發(fā)的基本方法，動態(tài)分析的結(jié)果是正確實施措施調(diào)整的基礎(chǔ)，并最終影響聚合物驅(qū)的開發(fā)效果。雖然中國陸上油田聚合物驅(qū)技術(shù)已開展了20多年，有許多理論成果與實踐經(jīng)驗可以借鑒[4-7]，但海上油田的開發(fā)模式、注聚合物時機、油藏開發(fā)條件等與陸地油田均有很大的區(qū)別，導(dǎo)致聚合物驅(qū)的注采動態(tài)規(guī)律和陸上油田也不同，因此需要針對海上油田開展聚合物驅(qū)的動態(tài)特征及影響因素研究，以確保聚合物驅(qū)能達到預(yù)期的增油效果。

1 聚合物驅(qū)實施概況

渤海S油田是遼東灣海域的大型披覆背斜稠油油田，儲層為古近系東營組下段的湖相三角洲相砂巖。儲層巖性疏松，膠結(jié)性差，物性較好，孔隙度為28% ～35%，平均為31%;滲透率為100×10-3～10 000 ×10-3μm2，平均為 2 000 ×10-3μm2。地層原油黏度分布范圍為13～155 mPa·s，平均為88 mPa·s。

S油田首開海上油田聚合物驅(qū)的先河，成功地進行了單井試驗、井組試驗，在檢驗了聚合物的注入性滿足海上注聚合物要求并取得了良好增油效果的基礎(chǔ)上，為了實現(xiàn)注聚合物的規(guī)模效應(yīng)，逐步將注聚合物推廣到全油田進行擴大試驗。截至2013年底，已實施注聚合物井19口，累計注入聚合物溶液1 519×104m3，注入0.1倍孔隙體積，平均注入濃度為1 750～2 250 mg/L;累計增油173.5×104m3，采出程度增加3.2%。

2 不同階段動態(tài)特征分析

2.1 聚合物驅(qū)見效時間判斷標(biāo)準(zhǔn)

陸上油田注聚合物時機一般為高含水或特高含水期，其見效時間點的判斷相對簡單，但對于海上油田來說，為了在平臺壽命期內(nèi)提高油田的采出程度，多為中低含水期或開始投入開發(fā)時注聚合物，且注聚合物開發(fā)過程中又不斷有新的調(diào)整井投入生產(chǎn)，因此即使在一個油田，具體到每口單井，注聚合物時機也不盡相同[8-10]。基于注聚合物時機的不同，建立海上聚合物驅(qū)見效時間 判斷標(biāo)準(zhǔn) (表1)。

表1 海上油田聚合物驅(qū)見效時間判斷標(biāo)準(zhǔn)

依據(jù)上述見效標(biāo)準(zhǔn)，對渤海S油田的單井及井組見效時間進行統(tǒng)計分析，單井見效時間為4～39個月，平均為16個月;井組見效時間為6～23個月，平均為16個月;到見效時間點，各井組注入孔隙倍數(shù)為0.03～0.17，平均為0.08;見效前聚合物用量為50～331 mg/(L·PV)，平均為141 mg/(L·PV)。

2.2 聚合物驅(qū)見效階段劃分

根據(jù)見效時間，將油井注聚合物后的生產(chǎn)階段劃分為見效前期、見效明顯期和見效結(jié)束期。目前S油田的油井均處于見效前期或見效明顯期。通過對S油田注入端和產(chǎn)出端的動態(tài)特征分析發(fā)現(xiàn)，不同階段的動態(tài)特征不同。

(1)注入端。注聚合物后，井口壓力均有不同程度上升，范圍為0.5～6.6 MPa，平均為1.9 MPa，平均上升幅度為31%;米視吸水指數(shù)均下降，幅度為8% ～51%，平均為29%，由此表明注聚合物有效。進入見效明顯期后，注入壓力仍上升，且抬升至一定值后相對平穩(wěn)，壓力值較見效時間點的壓力值高0.2～1.7 MPa，平均上升0.6 MPa，平均上升幅度僅為7%;米視吸水指數(shù)在見效明顯期仍出現(xiàn)一定程度的下降，后期逐漸平穩(wěn)，平均下降幅度為13%，低于見效前期的下降幅度。

圖1為注聚合物井S13井注入壓力及米視吸水指數(shù)注入動態(tài)變化曲線。該井2008年7月開始注聚合物，歷經(jīng)18個月后，于2010年1月井組開始見效。由圖1可知，在見效前期，注入壓力抬升幅度較大，到見效時間點，注入壓力由注聚合物時的6.4 MPa上升至9.1 MPa，進入見效明顯期后，注入壓力仍有一定程度的抬升，但幅度較小，基本穩(wěn)定在9.8 MPa左右;米視吸水指數(shù)從注聚合物時的2.3 m3/(d·MPa·m)下降至見效時間點的1.5 m3/(d·MPa·m)，進入見效明顯期后，米視吸水指數(shù)在出現(xiàn)一定幅度的下降后基本穩(wěn)定在1.1 m3/(d·MPa·m)左右。

圖1 S13井注入動態(tài)變化曲線

(2)產(chǎn)出端。在見效前期，65%的油井產(chǎn)液量出現(xiàn)上升或穩(wěn)定的趨勢，上升幅度為18% ～200%，平均為77%;含水率上升或穩(wěn)定;82%的油井產(chǎn)油量則為穩(wěn)定或下降的趨勢，下降幅度為12% ～56%，平均為32%，這與陸上注聚合物油田見效前期產(chǎn)液量下降、含水率上升或平穩(wěn)、采油量穩(wěn)定的趨勢有一定的差異。分析認(rèn)為，S油田大部分油井均采取換大泵提液措施，導(dǎo)致見效前期產(chǎn)液量大幅上升。見效明顯期，大部分油井產(chǎn)液量雖有波動但相對平穩(wěn)，少部分油井的產(chǎn)液量上升，分析認(rèn)為是受提液措施的影響。產(chǎn)油量除個別少數(shù)油井保持穩(wěn)定外，90%左右的油井上升幅度為11%～183%，平均為60%，同時含水率出現(xiàn)一定程度的下降，下降幅度為4% ～35%，平均為14%。

圖2為S3井的生產(chǎn)動態(tài)曲線。該井主要受周邊3口注聚合物井的影響，注聚合物時間為2008年8月。從圖2中可以看出，注聚合物前，該井含水一直上升，產(chǎn)油量下降較快，注聚合物后，含水仍然緩慢上升，產(chǎn)油量相對較為穩(wěn)定。2009年7月開始見效，含水率明顯下降，產(chǎn)液量穩(wěn)定，產(chǎn)油量有小幅度提升。雖然該井在2010年5月進行了換大泵提液措施，但是后期產(chǎn)液量下降，含水率穩(wěn)中有降，產(chǎn)油量繼續(xù)緩慢上升。

圖2 S3生產(chǎn)井動態(tài)變化曲線

3 注入能力及產(chǎn)出能力影響因素分析

注聚合物后注入能力和產(chǎn)出能力較注聚合物前均發(fā)生明顯變化，油藏注入能力(產(chǎn)出能力)受多種因素制約，通過灰色關(guān)聯(lián)度評價法，定量分析各種因素對注入能力(產(chǎn)出能力)的影響，找出各種因素之間的關(guān)聯(lián)性，并判斷影響注入能力(產(chǎn)出能力)的主控因素。

將影響注入能力的9個因素進行灰色關(guān)聯(lián)度分析(表2)。從表2中可以看出，影響注入能力的主要因素依次為注聚合物時含水率、射孔厚度、滲透率變異系數(shù)、注聚合物速度、滲透率。

表2 注入能力影響因素關(guān)聯(lián)度評價結(jié)果

對其中前3個影響因素進行進一步分析(圖3)。從圖3中可以看出:注聚合物越晚，注入能力降幅越大。這是由于早期注聚合物時，吸水剖面均勻，聚合物注入均勻，注入能力降低幅度小;滲透率變異系數(shù)越大，油層厚度越大，越容易形成厚度相對較小的高滲通道，聚合物封堵高滲層，注入阻力增加，注入能力降低幅度增大。

圖3 注入能力與影響因素對應(yīng)關(guān)系

同理，將影響產(chǎn)出能力的10個因素進行灰色關(guān)聯(lián)度分析(表3)。從表3中可以看出，影響產(chǎn)出能力的主要因素依次為滲透率、射孔厚度、注聚合物前井底流壓、注聚合物時含水率、滲透率變異系數(shù)。

對其中前3個影響因素進行進一步分析(圖4)。從圖4中可以看出，隨著滲透率增加，油藏厚度增加，注聚合物前井底流壓增加，產(chǎn)出能力降低幅度增大。

表3 產(chǎn)出能力影響因素關(guān)聯(lián)度評價結(jié)果

圖4 產(chǎn)出能力與影響因素對應(yīng)關(guān)系

4 結(jié)論

(1)基于不同的注聚合物時機，建立海上注聚合物油田的見效時間判斷標(biāo)準(zhǔn)，根據(jù)見效時間將注聚合物后生產(chǎn)階段劃分為見效前期、見效明顯期和見效結(jié)束期3個階段，目前渤海S油田的油井主要處于見效前期或見效明顯期，不同階段表現(xiàn)出的注采動態(tài)特征不同。

(2)通過灰色關(guān)聯(lián)度評價法，確定影響注入能力和產(chǎn)出能力的主控因素，其中影響注入能力的主要因素依次為注聚合物時含水率、射孔厚度、滲透率變異系數(shù)、注聚合物速度、滲透率，影響產(chǎn)出能力的主要因素依次為滲透率、射孔厚度、注聚合物前井底流壓、注聚合物時含水率、滲透率變異系數(shù)。

[1]郭太現(xiàn)，蘇彥春.渤海油田稠油油藏開發(fā)現(xiàn)狀和技術(shù)發(fā)展方向[J]. 中國海上油氣，2013，25(4):26-30.

[2]山金成，劉義剛，盧祥國.聚合物驅(qū)在渤海旅大10-1油田的應(yīng)用[J]. 海洋石油，2009，29(1):47-53.

[3]唐恩高，楊俊茹，張賢松.海上油田早期聚合物驅(qū)歷史擬合方法[J].油氣地質(zhì)與采收率，2011，18(2):55-57.

[4]劉朝霞，韓冬，王強.改進的聚合物驅(qū)開發(fā)動態(tài)預(yù)測模型[J]. 油氣地質(zhì)與采收率，2011，18(4):54-56，60.

[5]劉新科，程時清，岳世俊.注聚合物井壓力響應(yīng)特征分析[J]. 特種油氣藏，2011，18(1):76-78.

[6]陸先亮，周洪鐘，徐東萍，等.聚合物驅(qū)提液與控制含水的關(guān)系[J].油氣地質(zhì)與采收率，2002，9(3):24-26.

[7]趙傳峰，陳民鋒.SH油田聚合物驅(qū)影響因素分析及注聚參數(shù)優(yōu)化[J]. 特種油氣藏，2011，18(1):83-86.

[8]劉淑霞.大慶外圍葡萄花油層聚合物驅(qū)提高采收率可行性研究[J].大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，2012，31(3):140-143.

[9]劉歆，周鳳軍，張迎春，等.海上油田稀井網(wǎng)大井距聚合物驅(qū)應(yīng)用與分析[J].特種油氣藏，2012，19(3):104-107.

[10]王渝明，王加瀅，康紅慶，等.聚合物驅(qū)分類評價方法的建立及應(yīng)用[J].大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，2012，31(3):130-133.