遼河特高孔滲“雙特高期”油藏聚合物+表面活性劑復合驅開發效果分析評價

溫 靜

(中國石油遼河油田分公司，遼寧 盤錦 124010)

0 引 言

國內聚合物驅和三元復合驅開發效果評價方法相對較完善，聚合物+表面活性劑復合驅(以下簡稱復合驅)評價方法在理論和礦場結合方面研究較少[1-5]，文中以錦16區塊復合驅工業化礦場試驗為例，通過數值模擬、物理模擬、密閉取心測試等手段，深入研究復合驅不同開發階段開發技術政策界限和理論模型，結合礦場試驗效果，建立了較完善的注入、采出、驅替等開發效果評價技術方法。遼河歡喜嶺油田錦16區塊構造整裝，河口壩沉積，儲層連通好，連通系數為95%以上，儲層高孔高滲，平均孔隙度為28.9%，平均滲透率為2 232×10-3μm2，轉驅前綜合含水為94.3%，采出程度為47.2%，已進入特高含水、特高采出程度的“雙特高期”開發階段，剩余油高度分散，低效無效水循環厚度占8.8%，吸水量占28.5%，繼續水驅難以有效動用[6-7]。該塊于2011年開展復合驅工業化礦場試驗，通過8 a礦場試驗與理論研究的結合，建立了一套完善的復合驅開發效果評價方法。

1 聚合物+表面活性劑復合驅開發規律分析評價研究

1.1 含水變化規律

錦16區塊復合驅高峰期含水降幅為12～20個百分點(三元復合驅為13～30個百分點)，要比三元復合驅含水降幅略低一些，但低含水期生產時間較長，維持48個月(三元復合驅為24～30個月)，全程可分為含水率上升、含水率下降、含水率平穩、含水率回升、后續水驅5個階段[8]。含水率的變化特征直接反映油井受效的情況，油井生產特征主要表現為3種類型，分別是U型及VU型、V型及波動型、不變化型。第1種類型見效特征為含水率下降幅度大，有效期長，見聚合物時間晚，增油效果好，主要表現為厚注薄采、高滲注低滲采、以及層內和層間非均質性適中，井間剩余油飽和度較高，多向受效，注入井注入強度較高，該類井占比為72%，其中，見效較好的9口井含水率峰值降幅為27～61個百分點，日增油峰值為15.8～25.8 t/d。第2種類型見效特征為含水下降幅度小，有效期短，主要表現為層內和層間非均質較強，受效方向單一，注入強度較小或者局部存在高滲條帶且封堵效果不理想，采出液聚合物濃度上升快，或者單層厚度較大且受外部水體影響，油井見效程度弱，采出液聚合物濃度低。該類井占比為24%，對該類型油井采用增加受效方向、提高注入強度、封堵外部來水、調剖分注等措施，保證該類井開發效果。第3種類型為不見效不見聚型，該類井需要側鉆或增加采油井點以縮小井距，從而改善注采連通關系，促進油井見效。

1.2 注入能力變化規律

采用注入壓力升幅、視吸水指數降幅、阻力系數3個關鍵參數描述注入能力的變化規律。在礦場分析過程中，引入霍爾導數曲線[9-10]全程實時評價注入狀況(圖1)，彌補了早期應用霍爾曲線斜率分析的不足，提高了動態分析與評價的及時性和準確性。

圖1 錦16區塊全程阻力系數及霍爾曲線

目前，錦16區塊進入主段塞低含水開發階段，前置段塞注入壓力上升快，增幅達到2.5～3.0 MPa，主段塞階段壓力增幅穩定在2.8～3.0 MPa，數值模擬計算主段塞注入壓力最大增幅為5.0～7.0 MPa，同類油田主段塞注入壓力合理增幅為2.0～5.0 MPa；單位厚度視吸水指數降幅為30%～40%，后續一直處于平穩階段，同類油藏單位厚度視吸水指數降幅為30%～50%。通過霍爾導數曲線計算瞬時阻力系數，前置段塞阻力系數上升較快，由1.3升至1.7，主段塞含水下降階段，阻力系數由1.7降至1.3，分析認為是由于注入聚合物濃度大幅度下降，導致無法建立起較強的殘余阻力系數，通過調整各井組聚合物濃度，阻力系數提高到1.7，主段塞低含水階段一直穩定在1.7～2.0，同類油藏該階段阻力系數合理范圍為1.3～2.0，并保持穩定。全程評價注入指標表明，錦16區塊的參數處于同類油田以及數值模擬理論值合理范圍內。

1.3 動用狀況變化規律

吸聚剖面的變化規律主要與儲層的非均質性有關，通過數值模擬研究表明，當層間滲透率級差小于2.5，推進速度比為1.5～2.0，剖面反轉頻繁，吸聚相對均衡。典型井錦2-5-A247井歷年吸聚剖面變化情況表明，層間滲透率級差為1.2，吸聚剖面發生反轉且后期吸聚均衡；當層間滲透率級差大于2.5，推進速度比由2.0升至6.0，剖面不反轉，層間動用差異大[11-13]。典型井錦2-7-A247井歷年吸聚剖面變化情況表明，層間滲透率級差為3.8，吸聚剖面不發生反轉，對于剖面不反轉油井通過分注、提高聚合濃度(以下簡稱提濃)、增注措施可提高吸聚厚度比例。錦16區塊調整后吸聚厚度比例由初期87.1%增至94.5%，后續吸聚厚度比例一直保持穩定。

1.4 產液能力變化規律

建立以產液指數和增油倍數為主要指標的產液能力評價體系。在化學驅油過程中，由于注入流體的黏度增加，流動阻力增加，壓力傳導能力下降，油層采液能力也隨之降低，錦16區塊根據油藏實際的含水降幅，應用無因次產液、產油指數曲線預測產液指數降幅的下限為40%，應用數值模擬方法預測產液指數降幅的上限為83%。錦16區塊注聚/表復合體系后，采液指數降幅為40%～70%(三元復合驅為50%～85%)，其產液能力降幅略低于三元復合驅，在理論研究合理范圍內。產液指數降幅小，原因是該塊為高孔高滲儲層，采液能力強，采用150 m小井距，對產液降幅影響較小。在見效高峰期最低降水階段，通過完善注采井網提高聚合物驅控制程度，增加采油井點12井次，日產液量增加356 m3/d，占總日產液量的18%，彌補了高峰期產液量降幅較大的影響。采用螺桿泵、減磨防垢泵提高泵效、延長檢泵周期等措施提高導流能力，保持油井液量穩定。分析無因次增油倍數評價指標，前置段塞階段無因次增油倍數為1～2(與三元復合驅相當)，主段塞高峰期無因次增油倍數為5～7(三元復合驅無因次增油倍數為3～7)，高峰期無因次增油倍數在理論研究合理界限內。

1.5 采出流體變化規律

評價以分析氯離子含量和膠質+瀝青質含量變化為主，主要反映油井是否同時受到聚合物驅擴大波及體積和驅替洗油的作用(圖2)。當采出水氯離子含量大于注入水時，表明驅替液啟動了新層，擴大波及體積；當采出水性質與注入水性質接近，采出流體中膠質+瀝青質含量增加，表明發揮驅替洗油作用。錦16區塊見效井采出流體膠質+瀝青質、氯離子變化表明，注聚前注入水氯離子含量為200～230 mg/L，注入前置段塞階段，氯離子含量由230 mg/L增至400 mg/L，前置段塞主要發揮擴大波及體積作用，進入主段塞階段，氯離子含量保持在250～300 mg/L，高于注入前的氯離子含量(200～230 mg/L)，也發揮了較好的擴大波及體積作用，但整個過程中氯離子含量有上升、下降再上升不斷波動變化現象。前置段塞階段膠質+瀝青質含量有一定上升幅度，但幅度不大，說明擴大波及體積作用明顯，驅替洗油作用弱，進入主段塞后，膠質+瀝青質含量由25%增至35%～40%，驅替洗油作用明顯，但整個過程中膠質+瀝青質含量也有上升、下降再上升不斷波動變化現象，從兩者對比情況來看，擴大波及體積與驅替洗油作用以兩者相互交替共存方式存在[14-16]。

1.6 飽和度變化規律

由數值模擬、C/O監測分析表明，飽和度在平面和縱向上變化規律均有差異。平面上，錦16區塊采用正方形五點法注采井網，選擇在2口注入井中間、2口采油井中間、1口注入井和1口采油井中間部署3口觀察井，通過數值模擬分析化學驅過程中飽和度的變化表明，2口注入井中間、2口采油井中間部署的觀察井飽和度先上升后下降，注入井和采油井中間部署的觀察井飽和度持續下降(圖3)，因此，在2口注入井或2口采油井中間，見效高峰期前(即含油飽和度還處于上升階段)增加采油井點，會取得較好的增產效果。如當注入0.40倍孔隙體積化學劑時，2口注入井中間增加的采油井錦2-7-116C井，日產油一直保持在6～10 t/d，含水最低降至60%，而當注入0.60～0.70倍孔隙體積化學劑以后，2口注入井中間增加的采油井錦2-丙6-A137井，見效時間短，初期產量高、含水低，在半年內產量由10 t/d降至2～3 t/d，含水由64%上升至90%以上。因此，在見效高峰期前增加采油井點有利于改善地下流場，但要把握適當調整時機，才能改善開發效果。

圖2 錦2-6-A217井氯離子與膠質+瀝青質含量變化

圖3 數值模擬研究平面不同部位檢查井飽和度變化曲線

縱向上，取心井飽和度測試分析表明，注入0.45倍孔隙體積化學劑時，密閉取心井6-A145與試驗前錦檢2井對比，整體剩余油飽和度下降8.9%，注入0.57～0.85倍孔隙體積化學劑，飽和度降幅為14.1%～16.9%，驅替倍數為0.45倍孔隙體積，飽和度降幅為5.0%～8.0%。碳氧比測試表明，驅替倍數較高層，注入強度為6～9 m3/(d·m)，飽和度先上升后下降而且變化速度較快，飽和度由28%～32%升至36%～42%后降至31%～33%，反映原油驅替聚集、驅替采出的過程，表明化學驅效果顯著，該類層需要持續保持其注入強度；注入強度為3～5 m3/(d·m)，飽和度持續緩慢上升，反映原油驅替聚集作用弱，有一定的化學驅效果，還需要提高注入強度；注入強度小于3 m3/(d·m)，飽和度變化不大，反映不出化學驅效果，可通過分注、增注措施大幅提高注入強度，改善開發效果。

1.7 驅油效率變化規律

通過物理模擬對不同方式驅油效率以及驅替洗油狀況建立理論模型，根據現場密閉取心井單層測試結果對比分析，進一步驗證驅替規律是否合理。錦16區塊開展了水驅+聚合物驅、水驅+聚合物+表面活性劑復合驅實際巖心室內物理模擬實驗，實驗結果表明水驅+聚合物驅最終驅油效率為67%，水驅+聚合物+表面活性劑復合驅最終驅油效率為78%～82%。水驅+聚合物+表面活性劑復合驅室內物模實驗分別注入0.40、0.50、0.80倍孔隙體積復合體系溶液時，水洗效率分別為61%、66%、72%。在6-A226注采井組注入0.45倍孔隙體積復合體系溶液時，部署密閉取心井6-A145井，注入0.45、0.51、0.85倍孔隙體積復合體系溶液時，6-A145井測試結果顯示，3個驅替層段水洗效率分別為62.5%、64.9%、73.2%，表明在同等注入量下，水洗效率接近室內物理模擬實驗結果，理論與現場實際驅替規律基本一致[17-22]。

2 聚合物+表面活性劑復合驅經濟效益評價

分析聚合物+表面活性劑復合驅現場試驗開發規律與理論研究的開發技術政策界限，對見效規律不明顯的井通過提濃分注、有利時機增加采油井點等措施進行跟蹤調整，試驗區試驗效果顯著，高峰日產油達353 t/d，是轉驅前6倍，綜合含水最低為81.7%，較轉驅前降低15個百分點，階段累計產油59.7×104t，預計最終采收率提高值為19個百分點，最終采收率為70%，全生命周期評價結果，截至2018年1月，錦16區塊聚合物+表面活性劑復合驅按實際銷售油價和氣價計算，實現凈利潤4.99×109元，投入產出比為1.00∶2.42，投資回報率為12.18%，經濟效益較好，低油價下抗風險能力較強。

3 結 論

(1) 遼河歡喜嶺油田錦16區塊通過數值模擬、物理模擬、與驅替效果較好同類油田類比等手段研究注入、采出、驅替等評價指標技術政策界限及理論模型，與礦場試驗開發規律進行對比分析，建立的開發效果系統評價方法，可為全過程跟蹤調整提供理論指導。

(2) 分析錦16區塊礦場試驗注入、采出、驅替等開發指標，對見效規律不明顯的井提出提濃、分注、有利時機增加采油井點等調整措施，試驗區試驗效果顯著，試驗區高峰產量日產油達353 t/d，是轉驅前6倍，綜合含水最低為81.7%，較轉驅前降低15個百分點，階段累計產油量為59.7×104t，復合驅提高采收率19個百分點，最終采收率可達70%，投入產出比為1.00∶2.42。