海上稠油油田早期聚合物驅見效規律

鄧景夫，李云鵬，吳曉慧，李金宜，劉 斌

(中海油(中國)有限公司天津分公司，天津 300450)

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海上稠油油田早期聚合物驅見效規律

鄧景夫，李云鵬，吳曉慧，李金宜，劉 斌

(中海油(中國)有限公司天津分公司，天津 300450)

針對海上稠油油田早期聚合物驅見效時間和見效規律與高含水期聚合物驅有較大差異的問題，運用油藏工程和數值模擬方法，結合生產動態分析，提出了水驅導數曲線法和數值模擬法來判別早期聚合物驅老井和新井的見效時間點。統計了SZ油田83口受效井的見聚時間和見效時間，得到單井見聚時間平均為2.1 a，見效時間平均為1.5 a。根據見聚時間和見效時間的不同，將早期聚合物驅的見效規律歸納為先見聚再見效、先見效再見聚、見聚即見效、不見效4種類型，并通過儲層條件、井網形式等靜態因素以及水聚干擾狀況、注聚總量、井控儲量、采液強度等動態因素對見效規律的影響進行了分析。對海上同類油田開展三次采油有借鑒意義。

早期聚合物驅；水驅導數曲線法；見聚時間；見效時間；見效規律；海上稠油油田

引 言

SZ油田是海上重質稠油油田，地面原油密度為0.958～0.982 g/cm3，地下原油黏度為50～250 mPa·s，水驅開發過程中注入水突進嚴重。為了解決這個問題，提出了海上油田“早期注聚”三次采油方案。目前，國內外對早期注聚合物的相關研究較少，中國渤海油田也僅是處于探索階段。已開展的早期聚合物驅工業性試驗也存在生產時間較短、開發實例較少等問題[1-5]。研究以SZ油田為代表，進行了早期聚合物驅規律研究。

1 聚合物驅效果評價

由SZ油田早期聚合物驅注入特征可知，注聚階段阻力系數增加，注聚后平均阻力系數分布在1.1～2.1；注入壓力上升，與注水階段相比壓力上升1.0～4.1 MPa；視吸水指數下降4.1%～57.3%；注聚合物后吸水剖面得到有效改善，包括吸水厚度的增加和吸水剖面的反轉。由油田產出特征可知，單井含水出現了漏斗型和無漏斗型2種特征，但含水上升速度都得到了有效抑制。截至2014年底，SZ油田聚合物驅累計增油為223×104m3，累計少產水量為2 211×104m3，早期聚合物驅效果明顯。

2 見效時間確定

2.1 老井早期聚合物驅見效時間點確定

鑒于早期聚合物驅含水率變化曲線受注聚時機的影響存在漏斗型和無漏斗型2種情況，是否出現含水率下降漏斗便不能作為判斷注聚見效以及確定見效時間的唯一標準[6-7]。針對這種現象，將甲型水驅曲線公式求導，得到水油比導數隨累計產油量的變化曲線，即水驅導數曲線。提出老井早期聚合物驅見效時間點，即當水驅導數曲線發生明顯下降現象，則把開始下降的點定為見效時間點。由圖1可知，A7井在累計產油為10.8×104m3時，水油比導數發生了明顯下降，對應的時間為2010年4月，所以把這個時間點定為A7井的見效時間點。

2.2 新井早期聚合物驅見效時間點確定

對于注聚合物后新增的調整井，由于生產時間較短，無法利用水驅導數曲線法判別見效時間點，提出利用數值模擬法來判斷新井的見效時間點[8]，即當聚合物驅含水率變化曲線相對于水驅出現明顯分叉，含水率差值大于1%的時間點為見效時間點。由圖2可知，K25井在2011年10月時，2條含水率曲線分叉，并且含水率差值大于1%，所以把這個時間點定為新井K25的見效時間點。

圖1 A7井水驅導數曲線

圖2 K25井聚合物驅、水驅含水率變化曲線

3 見效規律

SZ油田一線受益井為104口，其中見效井為83口，見效率達到79.8%，統計注聚受效井見聚時間和見效時間，單井的見聚時間主要分布在0.3～3.5 a，平均為2.1 a。單井見效時間主要分布在0.3～3.0 a，平均為1.5 a。根據見聚時間和見效時間的不同，將見效規律歸納為先見聚再見效、先見效再見聚、見聚即見效、不見效4種類型，分析其主要受儲層條件、井網形式等靜態因素以及水聚干擾狀況、注聚總量、井控儲量、采液強度等動態因素影響[9-11]。

3.1 先見聚再見效

出現先見聚再見效井主要在A7井組，A7井組儲層厚度大、層數多，層間干擾嚴重。經過加密調整后，形成了井距為175 m、排距為350 m的行列井網。其中注聚井與注水井同時存在，并交錯分布，存在嚴重的水聚干擾現象，聚合物溶液會被注入水稀釋，黏度降低，并沿著注水的優勢通道竄進，造成先見聚再見效的特征。這類井由于聚竄嚴重，所以采聚濃度曲線在初期就會出現峰值。先見聚再見效井組表現出注聚合物后含水上升的現象，A7井組注聚后含水從60%上升到70%，為解決這個問題，對采液強度低的井采取了提液引效措施(圖3)，使聚合物驅能夠動用較差儲層，提液后含水明顯下降，A7井組提液后含水從70%下降到62%。

圖3 A7井組開采曲線

3.2 先見效再見聚

出現先見效再見聚井主要在A1井組(圖4)。分析原因為A1井組注聚合物時機較晚，含水已達到80%左右，注聚合物后有效控制了注入竄流，并且A1井組注入濃度為2 250 mg/L，其他井組注入濃度為1 750 mg/L。截至2014年底，A1井組注聚合物總量為0.07倍孔隙體積，注聚合物量較其他井組大，A1井組沒有加密調整，是井距、排距均為350 m的行列井網，單井井控儲量大，平均單井井控儲量達到9×105m3。因此，注聚合物后出現了明顯的降水增油效果。

圖4 A1井組開采曲線

3.3 見聚即見效

出現見聚即見效井主要在A7擴大井組(圖5)。A7擴大井組是在A7井組的基礎上，將注水井轉注聚合物，實現擴大注聚，水聚干擾現象得到明顯抑制，聚合物驅效果明顯增強，含水呈現下降趨勢。但A7擴大井組在2013年整體實施了提液措施，單井采液強度大，平均單井產液強度為7.6 m3/(d·m)，含水回升較快，見聚時間較快。

圖5 A7擴大井組開采曲線

3.4 未見效井

一線受益井104口井中有21口未見效井，分析原因為：生產不正常，水聚干擾，受效距離遠(斷層遮擋)，聚竄失效，儲層薄、物性差。

統計新增調整井和老井見效規律，發現新增調整井見效規律主要為先見效后見聚，主要因為新井射孔時避射了強水淹層，有效控制了聚竄現象，增強了聚驅效果；老井見效規律主要為先見聚后見效，主要因為注聚時老井優勢通道發育，容易發生聚竄現象。

4 結 論

(1) 早期聚合物驅含水率曲線存在漏斗型和無漏斗型2種變化形式，是否出現含水率曲線下降漏斗不能作為判斷海上油田早期聚合物驅見效的唯一標準。因此，提出老井見效時間點利用水驅導數曲線法確定，新井見效時間點利用數值模擬法確定。

(2) 統計了SZ油田83口受效井的見聚時間和見效時間，得到單井見聚時間平均為2.1 a，見效時間平均為1.5 a。

(3) 早期聚合物驅油井見效具有一定的規律性，總結為先見聚再見效、先見效再見聚、見聚即見效、不見效4種特征。

(4) 統計新增調整井和老井見效規律，新增調整井見效規律主要為先見效后見聚，老井見效規律主要為先見聚后見效。

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編輯 張耀星

20150116；改回日期：20150326

中海石油(中國)有限公司重大專項“渤海多元熱流體、蒸汽吞吐、SAGD熱采關鍵技術研究”(YXKY-2013-TJ-01)

鄧景夫(1986-)，男，助理工程師，2009年畢業于大慶石油學院石油工程專業，2013年畢業于東北石油大學油氣田開發工程專業，獲碩士學位，現從事油氣田開發方面的科研工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2015.03.033

TE345

A

1006-6535(2015)03-0128-03