方文超

（中國石油大學(xué)（北京）石油工程教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京102249）

目前稠油油田提高采收率技術(shù)包括熱力采油、出砂冷采、化學(xué)驅(qū)、氣驅(qū)和微生物驅(qū)等［1］。根據(jù)國內(nèi)行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)，一般建議地層原油黏度大于150 mPa·s 的稠油油藏采用熱力采油方式開采［2］。熱力采油是稠油開采的主要方式，隨著應(yīng)用程度的加深，技術(shù)也不斷完善，但也面臨著一些不可規(guī)避的問題，如對井下及地面設(shè)備的要求高、成本大、風(fēng)險(xiǎn)大、安全性不能完全保證等。除熱力采油外，出砂冷采和化學(xué)驅(qū)中的聚合物驅(qū)是開采稠油的另外2 種主要方式。出砂冷采技術(shù)主要適用于膠結(jié)疏松，具有一定溶解氣量且距離邊底水較遠(yuǎn)的稠油儲(chǔ)層［3］。聚合物驅(qū)開采稠油的實(shí)踐目前均來源于海上油田［4-9］。2005—2008年，渤海油區(qū)對SZ36-1 油田、LD10-1 油田以及JZ9-3 油田的24 口井實(shí)施了聚合物驅(qū)試驗(yàn)，截至2009年3月，累計(jì)增油達(dá)到33.0×104m3［10］，目前已初步形成海上普通稠油油田聚合物驅(qū)提高采收率的技術(shù)方法。陸上油田的聚合物驅(qū)目前一般 應(yīng) 用 于 大 慶［11-12］、勝 利［13-14］、河 南［15-16］等 油 田 的 常 規(guī)區(qū)塊，還未見陸上普通稠油油藏聚合物驅(qū)的相關(guān)研究報(bào)道?？紤]到已有海上普通稠油油藏聚合物驅(qū)的成功實(shí)踐及熱力采油的高成本及可能存在的基礎(chǔ)設(shè)施局限性，如井下工具不耐溫、對地面設(shè)施要求高等，有必要對陸上普通稠油油藏實(shí)施聚合物驅(qū)的可行性及相應(yīng)技術(shù)對策開展研究，以期為陸上普通稠油油藏開發(fā)提供一種可行的新途徑。

1 工區(qū)介紹

工區(qū)為位于國內(nèi)西部某油田的ZH 區(qū)塊，俯瞰呈三角形，兩邊為斷層邊界，一邊存在邊水，儲(chǔ)層向東南方向下傾5.8°。層間存在穩(wěn)定展布的隔層，平均厚度3.03 m，滲透率1.01×10-3μm2。圖1為ZH 區(qū)塊模型滲透率分布，儲(chǔ)層縱向上的藍(lán)色層系表示隔層?？紤]到隔層的穩(wěn)定發(fā)育及上、下儲(chǔ)層的明顯物性差異，在實(shí)際開發(fā)方案設(shè)計(jì)中將整個(gè)儲(chǔ)層以隔層為界，分2 個(gè)層系進(jìn)行分別開發(fā)，上、下層系分別命名為P1 和P2。

圖1 ZH 區(qū)塊三維滲透率分布

ZH 區(qū)塊原油地質(zhì)儲(chǔ)量974.1×104t，原油在地層條件下的黏度為155.9 mPa·s，地層溫度（48.9 ℃）下地面脫氣原油黏度為2 300 mPa·s。根據(jù)中國稠油分類標(biāo)準(zhǔn)［2］，ZH 區(qū)塊原油為Ⅰ-2 類普通稠油，可采用熱采方式開采，也可注水開發(fā)?？紤]到ZH 區(qū)塊儲(chǔ)量級別一般，且熱采基礎(chǔ)設(shè)施配套薄弱，從提高儲(chǔ)層原油動(dòng)用效率及縮短油田投資回收期的角度出發(fā)，擬借鑒海上稠油油藏聚合物驅(qū)成功實(shí)踐，對ZH 區(qū)塊進(jìn)行聚合物驅(qū)提高采收率技術(shù)方法的研究。

2 聚合物驅(qū)注入?yún)?shù)優(yōu)化設(shè)計(jì)

基于建立的ZH 區(qū)塊數(shù)值模擬模型，分層系對聚合物驅(qū)方案進(jìn)行設(shè)計(jì)。由于2 個(gè)層系的聚合物驅(qū)方案設(shè)計(jì)流程類似，因此以P1 開發(fā)層系為例闡述方案設(shè)計(jì)方法。

2.1 聚合物溶液注入量及注入速度優(yōu)化

設(shè)計(jì)聚合物段塞大小分別為0.01，0.02，0.04，0.06，0.08，0.12 PV，聚合物溶液注入速度分別為0.015，0.020，0.030，0.040，0.050，0.060 PV/a，則根據(jù)注入量與注入速度的匹配組合可形成36 種方案進(jìn)行聚合物驅(qū)效果的數(shù)值模擬優(yōu)化。

從圖2可以看出，各注入量下注入速度對聚驅(qū)采收率的影響均不大，且注入量越小，注入速度的影響越小。原因主要是，小注入量條件下聚合物波及范圍有限，因此其他參數(shù)的變化對增油效果影響不明顯。在注入速度0.03 PV/a 時(shí)，隨聚合物注入量增大，聚驅(qū)采收率先開始明顯增加，后期增幅減小，即聚驅(qū)效果隨注聚PV 數(shù)的增大而逐漸減弱。采收率增幅開始明顯降低的轉(zhuǎn)折點(diǎn)對應(yīng)的注入量為0.06 PV。為保證現(xiàn)場注聚取得最大效益，取注聚量為0.06 PV。

圖2 不同注入量條件下聚驅(qū)采收率隨注入速度的變化

聚合物驅(qū)除能提高原油采收率外，還能改善油田的含水狀況。為明確注入量及注入速度對含水上升改善效果的影響，統(tǒng)計(jì)了注入量為0.08 PV 時(shí)不同注入速度下模型綜合含水率達(dá)到80%的時(shí)間，并設(shè)計(jì)了單一水驅(qū)方案作為對比，統(tǒng)計(jì)結(jié)果如圖3所示。

圖3表明，注入速度對油田的含水狀況影響明顯。低速注入時(shí)，聚驅(qū)含水率達(dá)到80%的時(shí)間要遠(yuǎn)晚于水驅(qū)，顯示了聚合物驅(qū)良好的降水效果。但隨著注入速度的增加，聚合物在儲(chǔ)層中的突進(jìn)速度加快，含水率達(dá)到80%的時(shí)間縮短，逐漸逼近水驅(qū)含水率達(dá)到80%的時(shí)間，因此注入速度太大會(huì)縮短聚驅(qū)的低含水采油期，增加水處理等油田開發(fā)成本。為保證油田的正常投資回收，并避開注入井注入壓力上限，取合理聚合物注入速度為0.03 PV/a。

圖3 不同注入速度下水驅(qū)和聚驅(qū)綜合含水率達(dá)到80%的時(shí)間

2.2 聚合物溶液注入質(zhì)量濃度優(yōu)化

設(shè)計(jì)聚合物溶液質(zhì)量濃度分別為200，300，400，500，600，700，800，900，1 000 mg/L 等9 種方案。

由圖4可以看出，采收率隨注入聚合物溶液質(zhì)量濃度變大而增加，但起初增加較快，后期增加緩慢。采收率增幅在質(zhì)量濃度小于700 mg/L 時(shí)下降較快，達(dá)到此濃度時(shí)小幅增加，超過800 mg/L 時(shí)又開始較快下降。根據(jù)注入聚合物的黏濃曲線，聚合物溶液黏度為156 mPa·s 對應(yīng)的質(zhì)量濃度約為630 mg/L；而地層原油黏度為156 mPa·s，因此在聚合物溶液質(zhì)量濃度為630 mg/L 左右時(shí)，油水流度比剛好在1 左右，此時(shí)聚合物驅(qū)油效果最佳。因此，取合理的聚合物溶液質(zhì)量濃度為700 mg/L。

圖4 聚驅(qū)采收率隨聚合物溶液質(zhì)量濃度的變化

2.3 聚合物溶液注入時(shí)機(jī)優(yōu)化設(shè)計(jì)

設(shè)計(jì)聚合物注入時(shí)機(jī)為水驅(qū)含水率分別達(dá)到10%，30%，50%，60%，70%，80%等6 種方案。圖5為不同注入時(shí)機(jī)下P1 開發(fā)層系的累產(chǎn)油及綜合含水率變化曲線（時(shí)間點(diǎn)為當(dāng)年8月）。可以看出，注入時(shí)機(jī)對P1 開發(fā)層系的最終采出程度和最終含水率影響不大。但觀察中間過程發(fā)現(xiàn)，注聚時(shí)間越早，累產(chǎn)油相對上升較快，這有利于縮短油田投資回收期，且注聚時(shí)間越早，P1 層系在較低含水時(shí)的開發(fā)期更長，從而降低了油田開發(fā)成本。根據(jù)以上分析，P1 開發(fā)層系宜實(shí)施早期注聚開發(fā)，注聚時(shí)機(jī)定為層系綜合含水率達(dá)到10%的時(shí)間點(diǎn)。

圖5 不同注入時(shí)機(jī)對應(yīng)的累產(chǎn)油量及綜合含水率變化曲線

2.4 第1 輪次注聚優(yōu)化效果評價(jià)

表1是根據(jù)數(shù)值模擬計(jì)算結(jié)果統(tǒng)計(jì)的分層系開發(fā)效果評價(jià)指標(biāo)值。其中噸聚增油量表示每注入1 t 聚合物干粉平均可多采出的油量。可以看出，P1 開發(fā)層系的聚驅(qū)效果要明顯好于P2 開發(fā)層系。這主要是因?yàn)镻1 層系的物性要明顯好于P2 層系。表2也表明，ZH區(qū)塊采用聚合物驅(qū)能明顯改善其開發(fā)效果，驗(yàn)證了ZH區(qū)塊聚合物驅(qū)提高采收率的可行性。但該輪次聚合物驅(qū)之后，提高采收率幅度并不大，因此考慮對ZH 區(qū)塊實(shí)施多輪次聚合物驅(qū)方案。

表1 不同開發(fā)層系聚驅(qū)效果評價(jià)結(jié)果

3 多輪次聚合物驅(qū)方案設(shè)計(jì)及效果評價(jià)

3.1 多輪次聚合物驅(qū)方案設(shè)計(jì)

為保證聚合物驅(qū)的持續(xù)控水增油，提高油田最終采收率，設(shè)計(jì)ZH 區(qū)塊多輪次聚合物驅(qū)油藏工程方案，從而可以分開發(fā)時(shí)段對區(qū)塊進(jìn)行含水控制，延長油田低含水采油期。P1 開發(fā)層系和P2 開發(fā)層系均設(shè)計(jì)5輪次的注聚方案，采用脈沖式多輪次間歇注入方式，注入流程如圖6所示。其中，前置段塞和主段塞1 注入完畢后，進(jìn)行后續(xù)水驅(qū)，水驅(qū)1 a 后提液，提液生產(chǎn)持續(xù)2 a 后進(jìn)行主段塞2 注入，注入完畢后仍然在1 a 后進(jìn)行提液，提液生產(chǎn)持續(xù)時(shí)間為3 a。后置段塞注入完成后均不進(jìn)行提液，防止油井含水過快上升。

圖6 多輪次聚合物驅(qū)聚合物段塞注入流程示意

不同段塞的注入?yún)?shù)如表2所示，參數(shù)界限參考優(yōu)化設(shè)計(jì)階段得到的結(jié)果。多輪次聚合物驅(qū)的不同段塞具有不同的作用，其中，前置的稍高質(zhì)量濃度段塞是為了防止后續(xù)主段塞在高速注入時(shí)的不均勻快速突進(jìn)，起到在非均質(zhì)地層中的預(yù)調(diào)剖作用。主段塞1 起主要驅(qū)油作用；主段塞2 是為了在主段塞1 的后續(xù)水驅(qū)階段結(jié)束后，有效接替主段塞1 的增油作用，且抑制含水率上升至較高水平。主段塞1 和2 不宜換為一個(gè)段塞，否則會(huì)減弱后續(xù)水驅(qū)的增油作用，且長期持續(xù)的聚合物注入，會(huì)大幅度增加注入井的注入壓力，提高注入成本。主段塞注入完成后，地層的聚合物增油潛力已較小，再繼續(xù)注入大段塞量段塞性價(jià)比不高，因此開始注入低段塞量的后置段塞1，接替主段塞2 的潛力。后置稍低質(zhì)量濃度段塞2 是為了防止在聚合物驅(qū)完成后的水驅(qū)過程中注入水在聚合物中的指進(jìn)現(xiàn)象，指進(jìn)會(huì)導(dǎo)致注入介質(zhì)驅(qū)替不均勻，地層中剩余油飽和度增大，采出程度降低的不良后果。

表2 多輪次聚合物驅(qū)中不同段塞的注入?yún)?shù)設(shè)計(jì)

3.2 多輪次聚合物驅(qū)效果評價(jià)

表3是根據(jù)數(shù)值模擬結(jié)果統(tǒng)計(jì)的全區(qū)和2 個(gè)開發(fā)層系的多輪次聚合物驅(qū)和水驅(qū)效果評價(jià)。可以看出，無論是P1 開發(fā)層系還是P2 開發(fā)層系，聚合物驅(qū)均取得了較好的開發(fā)效果，噸聚增油量均超過150 m3，全區(qū)采收率增幅達(dá)到11.78%，從而為ZH 區(qū)塊普通稠油油藏聚合物驅(qū)提高采收率實(shí)踐提供了理論支撐。

表3 多輪次聚合物驅(qū)效果評價(jià)結(jié)果

4 結(jié)論

1）采用聚合物驅(qū)數(shù)值模擬方法對我國西部ZH 區(qū)塊普通稠油油藏進(jìn)行了聚合物驅(qū)實(shí)施方案優(yōu)化設(shè)計(jì)，最終選定單次聚合物驅(qū)合理注入界限值為： 注入量0.06 PV，注入速度0.03 PV/a，注入質(zhì)量濃度700 mg/L，注入時(shí)機(jī)為含水率達(dá)到10%。優(yōu)化后的方案平均提高采收率幅度為2.1%，平均噸聚增油量為224.5 m3。

2）對ZH 區(qū)塊進(jìn)行了5 個(gè)段塞的多輪次聚合物驅(qū)方案設(shè)計(jì)，各段塞在儲(chǔ)層中發(fā)揮協(xié)同增油作用。最終方案的全區(qū)采收率增幅達(dá)到11.78%，平均噸聚增油量達(dá)168.97 m3。

3）針對ZH 區(qū)塊普通稠油油藏聚合物驅(qū)數(shù)值模擬研究，論證了陸上普通稠油油藏實(shí)施聚合物驅(qū)的可行性，并建立了合理有效的聚合物驅(qū)實(shí)施技術(shù)對策，為該類油田的開發(fā)提供了一條新途徑。

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