未志杰 陳冠中 康曉東 王旭東 張 健

(中海油研究總院有限責任公司， 海洋石油高效開發(fā)國家重點實驗室， 北京 100028)

地層產(chǎn)液能力的變化在油田開發(fā)研究中占有重要地位，它是開發(fā)效果評價、開發(fā)方案設計與調整的重要依據(jù)。目前，以聚合物驅、聚表二元復合驅為代表的化學驅技術已經(jīng)在渤海油田進行了礦場試驗及應用，并取得了明顯的增油降水效果。海上油田化學驅具有多層合注合采、滲透率級差大、原油黏度大、聚合物驅實施時機早的特點[1]。聚合物溶液屬于高黏度非牛頓流體，且驅替前緣易形成富(稠)油帶，使地層流體滲流阻力明顯提高[2,3]，導致部分井產(chǎn)液能力較水驅階段有明顯的下降[4,5]。因聚合物驅實施時機較早，含水率較水驅階段下降幅度較小或僅僅是上升速度趨緩[6,7]，這與高含水期聚合物驅有顯著區(qū)別[8,9]。另外，復合驅條件下，表面活性劑等驅油劑的引入所導致的固液之間以及油水之間復雜的物化反應，也會對油井產(chǎn)液能力產(chǎn)生深刻影響。因此，研究化學驅產(chǎn)液能力的變化規(guī)律，對海上稠油油藏高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)具有重要現(xiàn)實意義。無因次產(chǎn)液指數(shù)是衡量產(chǎn)液能力的重要指標。渤海J油田是較早實施聚表二元復合驅的海上油田，本次研究將結合渤海J油田的情況，探討其無因次產(chǎn)液指數(shù)變化規(guī)律。

1 無因次產(chǎn)液指數(shù)計算模型

無因次產(chǎn)液指數(shù)(RJ)是指開發(fā)過程中某一時刻(t)的產(chǎn)液指數(shù)(Jt)與初始時刻(i)產(chǎn)液指數(shù)(Ji)的比值，即

(1)

式中：qL—— 油井產(chǎn)液速度，m3/d；

pe—— 地層靜壓，MPa；

pwf—— 井底流壓，MPa。

受限于海上平臺開發(fā)條件，海上油田化學驅的監(jiān)測數(shù)據(jù)較少。用式(2)折算油井的井底流壓。

pwf=pcase+αρave(hres-hcase)

(2)

式中：pcase—— 套壓，MPa；

hres—— 儲層中部垂深，m；

hcase—— 套管內動液面垂深，m；

α—— 單位轉換因子，9.8×10-6；

ρave—— 套管動液面下的液體平均密度，用式(3)近似計算。

ρave=ρwfw+ρo(1-fw)

(3)

式中：ρw—— 水相密度，kg/m3；

ρo—— 油相密度，kg/m3；

fw—— 油井含水率。

2 無因次產(chǎn)液指數(shù)變化規(guī)律

根據(jù)J油田化學驅試驗礦場的生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)，應用上述模型對受效油井的無因次產(chǎn)液指數(shù)進行計算分析。

2.1 化學驅在J油田的實施情況

渤海J油田屬于疏松砂巖油藏，平均孔隙度26.9%，平均滲透率1 180×10-3μm2，具有高孔高滲的物性特征；地層條件下，原油黏度17.2 mPa·s，原始溶解氣油比為31～59 m3/m3，原油密度0.93 g/cm3。

J油田于1999年10月投產(chǎn)，2000年7月開始注水，并在綜合含水80%時開展化學驅礦場試驗。試驗區(qū)如圖1所示，共計8口化學驅注入井。先后實施了聚合物驅與聚表二元復合驅。2007年10月，注水井In4轉注聚合物，其后一年內其余7口井先后轉注聚合物。在實施半年之后，逐步顯現(xiàn)較明顯的含水率下降、產(chǎn)油量上升、吸水剖面得到改善等聚合物驅見效特征，取得了預期的礦場應用效果。2010年10月至2011年1月，開展聚表二元復合驅礦場試驗，將In1、In2、In3、In4等4口注聚井陸續(xù)轉為二元復合驅井。2013年2月至6月，將In5、In6、In7、In8等4口注聚井陸續(xù)轉為二元復合驅井。2014年油田實施整體加密調整，將原來的反九點井網(wǎng)轉變?yōu)樾辛惺骄W(wǎng)。為聚焦化學驅方式對產(chǎn)液指數(shù)的影響，提取的有關數(shù)據(jù)截至2014年12月底，即整體加密調整實施之前。2018年試驗區(qū)仍處于二元復合驅階段，注入聚合物濃度為1 200 mg/L，地下目標工作黏度為8.2 mPa·s，注入表面活性劑濃度為1 200 mg/L。

圖1 渤海J油田化學驅試驗區(qū)井位圖

J油田為疏松砂巖油藏，膠結性差。開發(fā)過程中，P1、P6、P18井存在明顯出砂現(xiàn)象，P17井多次關停井。因此，未將這4口井納入無因次產(chǎn)液指數(shù)分析范圍。中心受效井與非中心受效井，其無因次產(chǎn)液指數(shù)呈現(xiàn)出不同的變化規(guī)律。

2.2.1 非中心受效井的情況

非中心受效井，在聚合物驅見效前，隨著聚合物的注入，油井含水率上升，無因次產(chǎn)液指數(shù)上升；見效后，油井含水率下降，無因次產(chǎn)液指數(shù)下降。當含水率下降至最低點附近時，無因次產(chǎn)液指數(shù)也基本降至最低；含水率回返期，無因次產(chǎn)液指數(shù)上升，聚合物產(chǎn)出濃度也逐漸上升。轉為聚表二元復合驅后，無因次產(chǎn)液指數(shù)止升為降。

針對上述油井無因次產(chǎn)液指數(shù)變化特征，下面分析原因。

見效前期，注入的聚合物尚未推進至油井控制區(qū)，對產(chǎn)液指數(shù)的影響程度有限，滲流阻力延續(xù)之前水驅階段的下降趨勢。因此，油井含水率繼續(xù)上升，相應的產(chǎn)液能力繼續(xù)上升。

隨著聚合物的注入，前緣形成富油帶且不斷擴大。當富油帶推進至油井控制區(qū)并逐漸突破，原油飽和度升高，滲流阻力迅速上升，油井含水率下降，產(chǎn)液指數(shù)快速下降。當含水率降至最低點附近時，滲流阻力達到極大值，產(chǎn)液指數(shù)達到最低值。

隨著富油帶完全突破，油井含水率回升，控制區(qū)剩余油飽和度下降，聚合物對地層滲流阻力的影響占據(jù)主導，滲流阻力不斷下降，導致產(chǎn)液指數(shù)回升，聚合物產(chǎn)出濃度也逐漸增大。

轉為聚表二元復合驅后，油井含水率繼續(xù)上升，但產(chǎn)液指數(shù)止升為降。這可能是由于地層中注入表面活性劑后，表面活性劑溶液與原油相互作用而最終形成乳狀液，提高了地層滲流阻力所致。典型非中心受效井無因次產(chǎn)液指數(shù)變化特征曲線如圖2和圖3所示，分別對應P7、P8井。

2.2.2 中心受效井的情況

中心受效井，在聚合物驅見效前，油井含水率上升，無因次產(chǎn)液指數(shù)上升；見效后，油井含水率下降，無因次產(chǎn)液指數(shù)下降。當含水率下降至最低點附近時，無因次產(chǎn)液指數(shù)降低至最低點；含水率回返期，聚合物產(chǎn)出質量濃度逐步上升，無因次產(chǎn)液指數(shù)先上升，而當聚合物產(chǎn)出質量濃度超過600 mg/L，無因次產(chǎn)液指數(shù)止升為降。轉為聚表二元復合驅后，無因次產(chǎn)液指數(shù)進一步下降。

圖2 P7井的無因次產(chǎn)液指數(shù)變化特征

圖3 P8井的無因次產(chǎn)液指數(shù)變化特征

中心受效井的無因次產(chǎn)液指數(shù)的變化趨勢，與非中心受效井的區(qū)別主要表現(xiàn)在含水率回返期。在此階段，中心井的產(chǎn)液指數(shù)與聚合物產(chǎn)出濃度相關。聚合物產(chǎn)出濃度高于600 mg/L，產(chǎn)液指數(shù)止升為降。推測可能與聚合物強度有關。中心井因對應多口化學驅注入井，控制區(qū)聚合物濃度較高，在聚合物增黏與吸附滯留綜合作用下，流體滲流阻力增加，造成產(chǎn)液指數(shù)的下降。室內測試結果，聚合物溶液黏度與濃度呈階段性變化特征，當濃度升至600 mg/L后，黏度值迅速上升。事實上，質量濃度1 200 mg/L的目標聚合物溶液的黏度為8.2 mPa·s，考慮吸附滯留作用后，其實質阻力接近16.5 mPa·s，幾乎與原油黏度相當。典型中心受效井的無因次產(chǎn)液指數(shù)變化特征曲線如圖4所示(對應P13井)。

圖4 P13井的無因次產(chǎn)液指數(shù)變化特征

對J油田化學驅試驗區(qū)受效油井的產(chǎn)液指數(shù)進行了計算統(tǒng)計(見表1)，進而獲得各井無因次產(chǎn)液指數(shù)在聚合物驅以及后續(xù)二元驅過程中相對轉注聚合物時刻的最大下降幅度，分別采用η1、η2表示。由產(chǎn)液指數(shù)與無因次產(chǎn)液指數(shù)的定義，可知產(chǎn)液指數(shù)與無因次產(chǎn)液指數(shù)的最大下降幅度值相等。在聚合物驅階段，所考察的14口受效井的無因次產(chǎn)液指數(shù)最大下降幅度的分布范圍為8.54%～74.26%，平均值為47.82%；大部分受效井(8口)的無因次產(chǎn)液指數(shù)最大下降幅度為40%～60%；中心受效井(如P11、P12、P13、P16)因化學驅井影響大，其無因次下降幅度值整體上大于邊井或角井(如P7、P8、P10、P14)。

在聚表二元復合驅階段，無因次產(chǎn)液指數(shù)最大下降幅度范圍為28.53%～86.15%，平均降幅為61.59%；大部分受效井的無因次產(chǎn)液指數(shù)下降幅度為50%～70%。

由聚合物驅轉入聚表二元復合驅階段后，受效油井無因次產(chǎn)液指數(shù)呈進一步下降趨勢。二元復合驅階段無因次產(chǎn)液指數(shù)最大降幅平均值，由聚合物驅階段的47.82%進一步下降至61.59%。其原因可能是引入的表面活性劑誘發(fā)乳化作用，造成了流體滲流阻力的增加。

表1 受效井的產(chǎn)液指數(shù)及其相關數(shù)據(jù)

3 結論及建議

渤海J油田化學驅試驗區(qū)，受效井的無因次產(chǎn)液指數(shù)的變化具有一定的規(guī)律性。受效井的無因次產(chǎn)液指數(shù)，在聚合物驅階段先呈上升趨勢，當聚合物驅見效后則開始下降，并在含水率最低點附近出現(xiàn)最低值。然后，隨著含水率的回升，非中心井的無因次產(chǎn)液指數(shù)持續(xù)回升；中心井的無因次產(chǎn)液指數(shù)，在聚合物產(chǎn)出濃度突破600 mg/L后止升為降。轉為聚表二元復合驅后，受效井的無因次產(chǎn)液指數(shù)均呈下降趨勢。

按照無因次產(chǎn)液指數(shù)計算模型，計算得到了試驗區(qū)受效井各階段的無因次產(chǎn)液指數(shù)。在聚合物驅階段，14口受效井的無因次產(chǎn)液指數(shù)相比轉注聚合物時的下降幅度，最大值為74.26%，最小值為8.54%，平均值為47.8%，其中有8口井的下降幅度在40%～60%。在聚表二元復合驅階段，受效井的無因次產(chǎn)液指數(shù)下降幅度，最大值為86.15%，最小值為28.53%，平均值為61.59%。其中，有7口井的下降幅度在50%～70%。

在聚表二元復合驅階段，試驗區(qū)油井的無因次產(chǎn)液指數(shù)普遍出現(xiàn)明顯下降的現(xiàn)象。這需要綜合分析油井的出砂情況以及表面活性劑對地層油水相的影響，明確原因，制定對策，從而保持或提升地層產(chǎn)液能力，保證化學驅持續(xù)增效。