敖文君，闞 亮，田津杰，王成勝,2，陳 斌，吳雅麗，吳彬彬

(1.中海油能源發(fā)展股份有限公司 工程技術(shù)分公司，天津 300452; 2.海洋石油高效開發(fā)國家重點實驗室，北京 100028)

0 引言

聚合物驅(qū)是渤海稠油油田高效開發(fā)的方式之一，聚合物驅(qū)通過增加水相的粘度，改善流度比，從而可以有效的提高波及效率，降低殘余油飽和度，提高原油采收率[1-3].影響聚合物采出程度的因素有很多，如注入時機、注入?yún)?shù)、儲層非均質(zhì)性、聚合物溶液性能、地層流體性質(zhì)等，不同的因素會對聚合物驅(qū)開采效果不同[4-6].但與陸地油田不同，海上油田因受到開發(fā)時間和空間的限制，海上平臺空間小，且開發(fā)壽命有限、開發(fā)投資風(fēng)險也高[7,8].因此，相比于陸地油田一般在水驅(qū)98%以后才開始轉(zhuǎn)注聚合物，海上油田為了在較短的時間內(nèi)取得最大的經(jīng)濟效果，其注聚時機更早，注聚時機是影響海上聚合物驅(qū)較重要的一個因素.

本文以渤海某一注聚普通稠油油田為基礎(chǔ)，該油田具有密度大，粘度高、膠質(zhì)瀝青含量高等特點，屬于重質(zhì)稠油，地層原油粘度在37.5～154.2 mPa·s之間，平均地層原油粘度為95.2 mPa·s，同時，該油田區(qū)塊非均質(zhì)性嚴(yán)重，孔隙度在28%～35%之間，平均孔隙度31%，滲透率主要分布在250～6 500×10-3μm2之間，具體可分為低、中、高三個區(qū)間，滲透率變異系數(shù)范圍為0.2～1.0，平均變異系數(shù)為0.62，主要滲透率級差范圍為3～13，平均滲透率級差為6.該油田在早期(含水率<75%)開始注聚，注聚后產(chǎn)液下降20%～34%，含水平穩(wěn)，產(chǎn)油下降36%～48%，嚴(yán)重影響了聚驅(qū)的效果.同時在聚合物驅(qū)的過程中，因油層非均質(zhì)性強，聚合物的注入使?jié)B流阻力增加，注聚井壓力升高，油井產(chǎn)能釋放困難，因此有必要針對該目標(biāo)油田的特征，開展聚合物驅(qū)階段產(chǎn)液變化特征，為海上注聚油田產(chǎn)液下降以及含水上升等問題提供指導(dǎo)意見.本文以該油田為基礎(chǔ)，通過室內(nèi)物理模擬實驗與數(shù)值模擬方法，研究了不同注聚時機下，聚合物驅(qū)過程中含水率、壓力、產(chǎn)液指數(shù)以及驅(qū)油效果的變化特征.

1 實驗部分

1.1 實驗裝置及參數(shù)

物理模擬驅(qū)油實驗裝置主要由驅(qū)替系統(tǒng)(ISCO高壓高精度柱塞泵)、加熱保溫系統(tǒng)(FY-3型恒溫箱)、壓力采集系統(tǒng)(精密壓力傳感器，精度0.0001MPa)、以及液量采集系統(tǒng)組成，驅(qū)替系統(tǒng)、加熱保溫系統(tǒng)以及壓力控制系統(tǒng)通過計算機實時監(jiān)測注入液量、溫度以及壓力等數(shù)據(jù)的變化，減少誤差，保證測量精度.實驗參數(shù)主要如表1所示.

表1 實驗參數(shù)

1.2 實驗方案

巖心飽和油后進行驅(qū)油實驗，方案一，直接注0.3 PV聚合物后轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)實驗，至含水率為98%；方案二、三、四，當(dāng)產(chǎn)出端含水率分別為42%、58%、75%時，轉(zhuǎn)注聚合物溶液0.3 PV，然后再后續(xù)水驅(qū)至含水率98%，記錄整個驅(qū)替過程中壓力、產(chǎn)液量、產(chǎn)油量的變化，并計算得到含水率、產(chǎn)液指數(shù)的變化規(guī)律以及驅(qū)油效率.

1.3 實驗結(jié)果與分析

1.3.1 不同注聚時機下，含水率的變化特征

從圖1的含水率變化曲線可以看出，飽和油后直接注聚時，注入聚合物0.28 PV后油井才開始見水，而在含水42%、58%、75%時轉(zhuǎn)注聚合物方案下，油井在注水0.08 PV左右時就見水，采用直接注聚方式，油井見水時間得到很大推遲，這也保證了直接注聚采收率更高,其原因是，直接注聚時，聚合物體系直接進入高滲透率層，對高滲透率層進行了有效的封堵,轉(zhuǎn)水驅(qū)后,因發(fā)生剖面反轉(zhuǎn)[9],使中、低滲透率層在水驅(qū)初始階段就得到了有效的動用.

在直接注聚條件下，油井見水后，含水率迅速單調(diào)上升，沒有出現(xiàn)含水率曲線的下降漏斗現(xiàn)象.隨著注聚合物前水驅(qū)注入量的逐漸增加，含水率曲線具有下降漏斗現(xiàn)象.同時可以看出，轉(zhuǎn)注聚時間越早，含水率曲線下降漏斗最低值越下，水驅(qū)含水率42%、58%、75%條件下，下降漏斗的最低含水率分別為27.27%、38.75%以及44.72%.由此可見，越早注聚，越有利于含水率的降低，對于海上油田，在油藏條件與經(jīng)濟條件允許的情況下，應(yīng)盡可能的采取早期注聚.

圖1 不同注聚時機下含水率的變化曲線

1.3.2 不同注聚時機下，采出程度與產(chǎn)油量的變化特征

圖2、圖3為不同注聚時機條件下，驅(qū)油效率與產(chǎn)油量的對比曲線.由圖2可知，轉(zhuǎn)注聚時機越早，采收率越高，且達到同一采收率所需要的注入體系PV數(shù)越少.結(jié)合圖3的產(chǎn)油量變化曲線也可以看出，注聚時機越早，產(chǎn)油量的高產(chǎn)期越早，這是因為注聚時機越早，高滲透率層得到有效封堵，中、低滲透率層動用程度越早，聚合物段塞在高滲透率層吸附滯留時間更長，中、低滲透率層中更多原油被驅(qū)替[10,11]，油井見水更晚，使得低含水以及無水的穩(wěn)定產(chǎn)油期得到延長.這與含水率變化曲線中的下降漏斗具有相對應(yīng)的關(guān)系，也說明了對于海上油田，由于平臺壽命比陸地油田短，從加快開采速度、日產(chǎn)油量以及無水與低水產(chǎn)油期考慮，在較低含水期轉(zhuǎn)注聚合物，在保證經(jīng)濟效益的同時，還可以明顯的提高原油采收率.

但提早轉(zhuǎn)注聚的時機還要根據(jù)目標(biāo)油田的實際特征進行，雖然注聚時機越早，油田最終的采收率越高，但同時，注聚時機越早，所造成的井底壓力會越高，早期投入的設(shè)備與設(shè)施成本也會更高，因此，油田在早期注聚時，一般都會先進行注水開采一段時間，以此來防止早期注聚井底壓力過高的問題.針對渤海稠油油藏出現(xiàn)的產(chǎn)液下降，產(chǎn)能釋放困難等問題，在采取提早轉(zhuǎn)注聚時機時，應(yīng)同時考慮油藏現(xiàn)階段開采特征及經(jīng)濟效益進行選擇.

圖2 不同注聚時機下采出程度的變化曲線

圖3 不同注聚時機下產(chǎn)油量的變化曲線

1.3.3 不同注聚時機下，產(chǎn)液指數(shù)的變化特征

對于注聚油田，聚合物驅(qū)過程中的產(chǎn)液變化規(guī)律一般通過油田開發(fā)過程中的產(chǎn)液指數(shù)的變化來判斷，針對渤海注聚油田產(chǎn)液下降問題，對比分析了不同注聚時機下，注聚合物過程中產(chǎn)液指數(shù)的變化規(guī)律(如圖4所示).結(jié)果表明，在水驅(qū)階段，產(chǎn)液指數(shù)隨體系注入PV數(shù)的增加，而迅速上升，注入聚合物后，產(chǎn)液指數(shù)快速下降，在注聚結(jié)束進行后續(xù)水驅(qū)時，產(chǎn)液指數(shù)又立刻增大.產(chǎn)生這種變化的主要原因是，注入聚合物后，因體系粘度增加，聚合物體系對原有的高滲層進行封堵，注入壓力壓力升高，原油在儲層內(nèi)聚集，并形成了油墻[12]，受到聚合物的擠壓，緩慢向生產(chǎn)井運移，導(dǎo)致生產(chǎn)井產(chǎn)液量降低，而注入井壓力升高，所以產(chǎn)液指數(shù)較低.

同時還可以看出，產(chǎn)液指數(shù)隨注聚時機的延后，下降延后，從注入聚合物開始，在體系注入PV數(shù)小于2.0 PV時，轉(zhuǎn)注時機越早，產(chǎn)液指數(shù)越高，體系注入PV數(shù)大于2.0 PV后，轉(zhuǎn)注時機越早，產(chǎn)液指數(shù)越低，這與含水率的以及采出程度變化曲線具有相似的關(guān)系.因此針對產(chǎn)液量下降問題，可以根據(jù)目標(biāo)油田的實際生產(chǎn)特征，選擇合理的轉(zhuǎn)注聚時機進行提早注聚，避免產(chǎn)液下降太低，影響最終的開采效果.

圖4 不同注聚時機下產(chǎn)液指數(shù)的變化曲線

2 數(shù)值模擬

結(jié)合油田的實際生產(chǎn)狀況，選取注聚時機為含水率70%時，利用Eclipse數(shù)值模擬軟件建立數(shù)值模擬模型進行產(chǎn)液特征研究，并對比了不同注采方式對開采效果的影響.

2.1 模型參數(shù)

數(shù)值模型為三層非均質(zhì)平面模型，網(wǎng)格數(shù)71×71×3(井距350 m)，滲透率分別為3 700 mPa·s、1 600 mPa·s、600 mPa·s，注聚主要開發(fā)參數(shù)為注聚濃度2 000 mg/L、粘度12 mPa·s，殘余阻力系數(shù)1.5，注采比1∶1，不可及孔隙體積0.18.

2.2 數(shù)值模擬結(jié)果

圖5、圖6為通過數(shù)值模擬得到的注入過程中，不同井壓力、含水率以及產(chǎn)液指數(shù)的變化規(guī)律.從圖5可以看出，注入0.3 PV聚合物后，注入井壓力快速上升，但生產(chǎn)井含水率并不是隨聚合物的注入立刻就降低，而是有一定的延遲時間，而生產(chǎn)井的井底壓力在注入聚合物后出現(xiàn)了下降的現(xiàn)象，產(chǎn)生這種變化的原因是，在注入聚合物后，因聚合物溶液粘度高，并不像注入水一樣，已經(jīng)在油藏內(nèi)形成了優(yōu)勢通道，而是在注入井附近聚集，并向注入井周圍波及，擴大了注入體系的波及范圍.產(chǎn)生的結(jié)果是原油在油層內(nèi)富集聚并，逐漸形成油墻，在聚合物的作用下，油墻被推向生產(chǎn)井方向移動，生產(chǎn)井的能量得不到補充，這樣當(dāng)油墻推至邊井角井附近時，邊井、腳井含水率開始下降，同時井底壓力也下降.

結(jié)合圖6產(chǎn)液指數(shù)的變化規(guī)律也可以看出，產(chǎn)液指數(shù)與含水率的變化具有同步的關(guān)系，注一定量聚合物后產(chǎn)液指數(shù)才開始下降，聚驅(qū)結(jié)束轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)后，產(chǎn)液指數(shù)開始快速上升.而只水驅(qū)，不注聚合物時，并不會出現(xiàn)產(chǎn)液指數(shù)下降的現(xiàn)象[13,14]，由此也可以說明，聚合物驅(qū)過程中的產(chǎn)液下降是一個正常的現(xiàn)象，但產(chǎn)液下降有一個合理的下降范圍.超過或者低于這個范圍都有可能是產(chǎn)液下降異常，因此，有待進一步研究聚合物驅(qū)異常的影響因素，確定產(chǎn)液下降的合理幅度，才能更好的解決海上聚驅(qū)油田產(chǎn)液下降的問題.

圖5 注入壓力與含水率的關(guān)系曲線

圖6 產(chǎn)液指數(shù)與含水率的關(guān)系曲線

3 注采方式對開采效果的影響

目前渤海該目標(biāo)油田的注聚時機為含水率70%時轉(zhuǎn)注聚，針對該目標(biāo)油田注聚注采特征的變化，在此基礎(chǔ)上，研究了不同的段塞組合方式對開采效果的影響.注采方式為以下三種：

方案一：水驅(qū)至含水70%+注0.3 PV聚合物(濃度1 750 mg/L)+后續(xù)水驅(qū)至含水98%；

方案二：水驅(qū)至含水70%+注0.1 PV聚合物(濃度2 250 mg/L)+ 0.1 PV聚合物(濃度1 750 mg/L)+ 0.1 PV聚合物(濃度1 000 mg/L)+后續(xù)水驅(qū)至含水98%；

方案三：水驅(qū)至含水70%+注0.1 PV聚合物(濃度1 000 mg/L)+ 0.1 PV聚合物(濃度1 750 mg/L)+ 0.1 PV聚合物(濃度2 250 mg/L)+后續(xù)水驅(qū)至含水98%.

不同段塞組合方式對采收率的影響見表2所示.由表2可知，三種段注入方式下，最終的采收率分別為49.69%、54.24%、51.06%，變黏度多段賽注入提高采收的程度均比單一段塞高，但驅(qū)油效果最好的是段塞組合方式是先高黏度，再階梯低粘度驅(qū)，其最終采收率比其余兩種方式分別提高4.58%、3.21%，其原因是先高濃度驅(qū)，可以優(yōu)選對高滲透率層進行有效封堵，低濃度聚合物可以順利進入中、低滲透率層，極大了提高了中、低滲透率層的驅(qū)油效率，如果先低濃度、再高濃度，則低濃度的聚合物對高滲透率層難以形成有效封堵，會沿高滲層突出，導(dǎo)致低滲透率層的原油難以采出.

表2 不同注采方式的開采效果

4 結(jié)論

(1)直接注聚，含水率曲線不會出現(xiàn)下降漏斗.水驅(qū)后轉(zhuǎn)注聚合物，注聚時機越早，最終的采收率程度越高，產(chǎn)油量的高產(chǎn)期越早，且生產(chǎn)井見水更晚，含水率下降漏斗值越低.但不同油藏地質(zhì)條件有差異，應(yīng)根據(jù)不同油藏的特征選取合適的轉(zhuǎn)注時機.

(2)物理實驗與數(shù)值模擬表明，注聚合物后都會出現(xiàn)產(chǎn)液指數(shù)下降的現(xiàn)象，且產(chǎn)液指數(shù)隨注聚時機的延后，下降延后，在一定量的注入體系范圍內(nèi)，轉(zhuǎn)注時機越早，產(chǎn)液指數(shù)越高，注入體系超過該范圍后，轉(zhuǎn)注時機越早，產(chǎn)液指數(shù)越低.

(3)對于目標(biāo)油藏，最佳的開采注入方式是聚合物梯次降濃度注入，其最終的采收率比單元段塞及梯次增濃度注入分別提高4.58%、3.21%，聚合物梯次降濃度注入，對高滲層封堵效率更高，中低滲透層可以得到更好的動用.