渤海X油田早期注聚體系建立及效果評價研究

劉 斌，周海燕，張 偉，瞿朝朝，王永平

(中海石油(中國)有限公司 天津分公司，天津 300459)

渤海X油田2005年1月投產，同年9月油田開始注水。2006年3月對Ⅱ油組注水井X1實施單井化學驅試驗。之后根據方案設計在2007年4月至2009年1月對Ⅱ油組5口注水井實施轉注聚。2012年底擴大化學驅，新增Ⅱ油組兩口注聚井，全油田共有注聚井8口。油田儲層孔隙度主要分布在24.0%～33.0%，滲透率分布范圍50.0～5 000.0 mD，主要集中在200.0～3 000.0 mD，具有高孔、中高滲的儲集物性特征。油田的原始地層壓力系數約為1.02 MPa/100 m，屬于正常壓力系統，原油屬于重質常規油。鑒于X油田為渤海首個早期注聚油田，對于注聚效果評價并無成熟經驗可循。本文從注入有效性和注聚增油效果兩方面入手，建立注聚效果技術評價體系[1-5]。通過注聚有效性分析、注聚增油量計算等客觀評價注聚效果，旨在為渤海后續注聚的推廣及效果評價提供技術支持[6-10]。

1 注聚效果技術評價體系建立

建立注聚效果技術評價體系，分為兩個部分：第一，注入有效性評價。1)注入能力：與注水相比，注劑后注劑井井口壓力上升，或視吸水指數下降即為注劑有效；2)滲流阻力：阻力系數和殘余阻力系數大于1.2即為注劑有效；3)吸水剖面：注入聚合物溶液后，吸水剖面改善，包括吸水厚度增加、吸水剖面反轉。第二，注聚增油效果評價。1)注聚增油量評價，其中包括水驅曲線法、凈降水法、數值模擬法和對比法；2)注聚降水指標評價，其中包括含水下降幅度和少產水量。

由于X油田為早期注聚，注聚增油量評價中的水驅曲線法、凈降水法和注聚降水指標評價對其不適用，所以利用上述其他方法進行評價。

2 注入有效性評價

由于聚合物增大注入水黏度，減小油水流度比，導致流體在地層中的滲流阻力增大，注入壓力迅速上升，視吸水指數下降，并同時建立起一定的阻力系數。

1)注聚井井口壓力(見表1) 與水驅相比，注聚后8口注劑井井口壓力均有所上升，注聚前井口壓力0.1～10.3 MPa，平均為7.1 MPa，隨著注聚方案逐步實施，注劑井井口壓力逐漸上升至3.5～12.8 MPa，平均為10.3 MPa，較注聚前上升1.3～6.8 MPa，平均上升3.2 MPa。

表1 渤海X油田注聚井壓力及吸水指數變化表

2)注聚井視吸水指數(見表1) 與水驅相比，注聚后注劑井視吸水指數均有所下降，注聚前18.2～114.0 m3·(d·MPa)-1，平均為84.7 m3·(d·MPa)-1，隨著注聚的進行，注劑井視吸水指數下降至17.3～89.5 m3·(d·MPa)-1，平均為37.6 m3·(d·MPa)-1，降幅達4.9%～59.5%，平均降幅達到37.6%。

3)滲流阻力 注聚階段的滲流阻力可通過阻力系數來表征。

①注水階段的霍爾曲線斜率：基于單項穩態的牛頓流體的徑向流方程，將霍爾積分項與累積注入量繪在直角坐標上，求出其斜率mh1。

②注聚階段的霍爾曲線斜率：當地層內注入注聚溶液后，由于注入流體發生變化，在霍爾曲線圖上的斜率也將發生變化，其變化幅度反映出油層滲濾阻力的增減情況，將霍爾積分項與累積注入量繪在直角坐標上，求出其斜率mh2。

③阻力系數計算：通過求取注水階段與注聚階段霍爾曲線斜率的比值，結果見表2。

8口注劑井在注聚的過程中，建立了一定的滲流阻力，阻力系數為1.1～3.6，平均阻力系數1.7，其大于行業標準1.2，可判斷注聚具有有效性。

4)吸水剖面 水驅過程中，油井間形成優勢滲流通道，實施注聚，溶液進入該層位滲流阻力逐漸增大，其他未吸水層位得到動用，吸水剖面逐漸趨于均勻。通過對比不同時間段的吸水剖面資料，認為渤海X油田注聚后剖面變化主要有兩個特征：一是注聚初期吸水剖面得到改善，吸水剖面較為均勻；二是后期出現吸水剖面反轉的現象，部分注劑井吸水厚度有所變薄。

表2 渤海X油田注劑井阻力系數統計表

注劑井X6井后期吸水剖面(見圖1)測試結果表明，吸水剖面出現反轉。在注聚過程中，化學劑首先進入滲流阻力較低的高滲透層，隨著高滲層吸液量增加，化學劑滯留量增大，滲流阻力增加，吸液量減少。在保持注液速度恒定條件下，高滲透層滲流阻力增加會引起注入壓力提高，進而導致中低滲透層吸液壓差增加，吸液量增大，即達到了擴大波及體積目的。但由于化學劑進入中低滲透層后同樣也會發生滯留，導致滲流阻力增加，并且增幅要遠大于高滲透層。此外，考慮到儲層發生破裂后會造成竄流，減小化學劑波及體積，礦場規定注入壓力不能超過破裂壓力，即破裂壓力就是最高注入壓力。因此，隨中低滲透層滲流阻力即吸液啟動壓力增加，吸液壓差就會逐漸減小，吸液量相應減少，即發生“剖面反轉”現象。

3 化學驅增油效果評價與增油量計算

3.1 生產井見效特征分析

渤海X油田油井見效特征主要為兩類：

1)部分受效井含水上升速度得到控制。以X10井為例，如圖2所示，該井2005年5月投產至2008年4月，含水維持在10%以下，日產油200 m3左右，后期含水上升較為平穩，直至2015年8月，含水仍能維持在50%左右，日產油80 m3左右。該井雖在化學驅受效過程中未見明顯的“降水漏斗”，但含水上升速度得到很好的控制。

2)部分受效井見到明顯降水增油效果。以X11井為例(見圖3)，該井自2008年3月開始出現明顯降水增油現象，含水由80%下降至43%，日產油由212 m3上升至480 m3，日增油268 m3，該井含水后期平穩上升，含水控制在80%以內將近6年時間，截至目前累產油133.75×104m3。

3.2 化學驅增油量評價

1)數值模擬法 以實際產液量定液生產，輸入化學驅相關物化參數，通過擬合實際含水，得到化學驅第i月階段產油量Qpoi。在其它控制條件相同的情況下，將化學劑注入濃度設為0，預測出水驅情況下的第i月階段產油量Qwoi。第i月的階段增油量ΔQi等于化學驅階段產油量Qpoi減去水驅階段產油量Qwoi：

ΔQoi=Qpoi-Qwoi

(1)

累積增油量為：

ΔQo=∑ΔQoi

(2)

式中，i為化學驅見效后的月數，1,2,…n；Qpoi為第i月的化學驅階段產油量，104m3；Qwoi為第i月的水驅階段產油量，104m3；ΔQi為第i月的化學驅階段增油量，104m3。

跟蹤預測化學驅增油量，預計化學驅有效期截至2023年，有效期內化學驅累計增油141.03×104m3，提高采收率5.4%。

2)凈增油法 凈增油法即化學驅見效后月產油與見效前月產油的差值為當月増油量，由于凈增油法未考慮水驅的遞減，因此凈增油法的計算值一般偏低。

計算凈增油首先需要判斷見效的時間點，根據渤海X油田化學驅見效特征，制定了以下見效標準：

①化學驅實施5個月以上；②單井含水出現連續下降，含水下降值3%以上；③在含水保持穩定的條件下，日增油量10%以上；④上述結果連續保持3個月以上。

利用凈增油法計算單井的增油量，截至化學驅結束時，油田共有注劑井8口，周邊油井24口，受效井21口，見效率88%。凈增油法計算累增油57.80×104m3。

4 結論

1)從注入有效性和注聚增油效果兩方面入手，建立注聚效果技術評價體系。

2)由于聚合物增大注入水黏度，減小油水流度比，導致流體在地層中的滲流阻力增大，注入壓力迅速上升，視吸水指數下降，并同時建立起一定的阻力系數，注水井吸水剖面得到一定的改善。

3)生產井見效特征分為兩類，部分受效井含水上升速度得到控制，部分受效井見到明顯降水增油效果。

4)利用數值模擬法和凈增油法評價注聚效果，數值模擬法有效期內化學驅累計增油141.03×104m3，提高采收率5.4%；凈增油法計算累增油57.80×104m3。