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(chǎn)，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(xué)驅(qū)試驗。之后根據(jù)方案設(shè)計在2007年4月至2009年1月對Ⅱ油組5口注水井實施轉(zhuǎn)注聚。2012年底擴大化學(xué)驅(qū)，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(shù)約為1.02 MPa/100 m，屬于正常壓力系統(tǒng)，原油屬于重質(zhì)常規(guī)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(jīng)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(shù)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(xù)注聚的推廣及效果評價提供技術(shù)支持[6-10]。

1 注聚效果技術(shù)評價體系建立

建立注聚效果技術(shù)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(shù)下降即為注劑有效；2)滲流阻力：阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)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(zhuǎn)。第二，注聚增油效果評價。1)注聚增油量評價，其中包括水驅(qū)曲線法、凈降水法、數(shù)值模擬法和對比法；2)注聚降水指標(biāo)評價，其中包括含水下降幅度和少產(chǎn)水量。

由于X油田為早期注聚，注聚增油量評價中的水驅(qū)曲線法、凈降水法和注聚降水指標(biāo)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(dǎo)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(shù)下降，并同時建立起一定的阻力系數(shù)。

1)注聚井井口壓力(見表1) 與水驅(qū)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(shù)變化表

2)注聚井視吸水指數(shù)(見表1) 與水驅(qū)相比，注聚后注劑井視吸水指數(shù)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(shù)下降至17.3～89.5 m3·(d·MPa)-1，平均為37.6 m3·(d·MPa)-1，降幅達(dá)4.9%～59.5%，平均降幅達(dá)到37.6%。

3)滲流阻力 注聚階段的滲流阻力可通過阻力系數(shù)來表征。

①注水階段的霍爾曲線斜率：基于單項穩(wěn)態(tài)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(biāo)上，求出其斜率mh1。

②注聚階段的霍爾曲線斜率：當(dāng)?shù)貙觾?nèi)注入注聚溶液后，由于注入流體發(fā)生變化，在霍爾曲線圖上的斜率也將發(fā)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(biāo)上，求出其斜率mh2。

③阻力系數(shù)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(jié)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(shù)為1.1～3.6，平均阻力系數(shù)1.7，其大于行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)1.2，可判斷注聚具有有效性。

4)吸水剖面 水驅(qū)過程中，油井間形成優(yōu)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(rèn)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(xiàn)吸水剖面反轉(zhuǎn)的現(xiàn)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(shù)統(tǒng)計表

注劑井X6井后期吸水剖面(見圖1)測試結(jié)果表明，吸水剖面出現(xiàn)反轉(zhuǎn)。在注聚過程中，化學(xué)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(xué)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(dǎo)致中低滲透層吸液壓差增加，吸液量增大，即達(dá)到了擴大波及體積目的。但由于化學(xué)劑進入中低滲透層后同樣也會發(fā)生滯留，導(dǎo)致滲流阻力增加，并且增幅要遠(yuǎn)大于高滲透層。此外，考慮到儲層發(fā)生破裂后會造成竄流，減小化學(xué)劑波及體積，礦場規(guī)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(yīng)減少，即發(fā)生“剖面反轉(zhuǎn)”現(xiàn)象。

3 化學(xué)驅(qū)增油效果評價與增油量計算

3.1 生產(chǎn)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(chǎn)至2008年4月，含水維持在10%以下，日產(chǎn)油200 m3左右，后期含水上升較為平穩(wěn)，直至2015年8月，含水仍能維持在50%左右，日產(chǎn)油80 m3左右。該井雖在化學(xué)驅(qū)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(xiàn)明顯降水增油現(xiàn)象，含水由80%下降至43%，日產(chǎn)油由212 m3上升至480 m3，日增油268 m3，該井含水后期平穩(wěn)上升，含水控制在80%以內(nèi)將近6年時間，截至目前累產(chǎn)油133.75×104m3。

3.2 化學(xué)驅(qū)增油量評價

1)數(shù)值模擬法 以實際產(chǎn)液量定液生產(chǎn)，輸入化學(xué)驅(qū)相關(guān)物化參數(shù)，通過擬合實際含水，得到化學(xué)驅(qū)第i月階段產(chǎn)油量Qpoi。在其它控制條件相同的情況下，將化學(xué)劑注入濃度設(shè)為0，預(yù)測出水驅(qū)情況下的第i月階段產(chǎn)油量Qwoi。第i月的階段增油量ΔQi等于化學(xué)驅(qū)階段產(chǎn)油量Qpoi減去水驅(qū)階段產(chǎn)油量Qwoi：

ΔQoi=Qpoi-Qwoi

(1)

累積增油量為：

ΔQo=∑ΔQoi

(2)

式中，i為化學(xué)驅(qū)見效后的月數(shù)，1,2,…n；Qpoi為第i月的化學(xué)驅(qū)階段產(chǎn)油量，104m3；Qwoi為第i月的水驅(qū)階段產(chǎn)油量，104m3；ΔQi為第i月的化學(xué)驅(qū)階段增油量，104m3。

跟蹤預(yù)測化學(xué)驅(qū)增油量，預(yù)計化學(xué)驅(qū)有效期截至2023年，有效期內(nèi)化學(xué)驅(qū)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(xué)驅(qū)見效后月產(chǎn)油與見效前月產(chǎn)油的差值為當(dāng)月増油量，由于凈增油法未考慮水驅(qū)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(jù)渤海X油田化學(xué)驅(qū)見效特征，制定了以下見效標(biāo)準(zhǔn)：

①化學(xué)驅(qū)實施5個月以上；②單井含水出現(xiàn)連續(xù)下降，含水下降值3%以上；③在含水保持穩(wěn)定的條件下，日增油量10%以上；④上述結(jié)果連續(xù)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(xué)驅(qū)結(jié)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(jié)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(shù)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(dǎo)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(shù)下降，并同時建立起一定的阻力系數(shù)，注水井吸水剖面得到一定的改善。

3)生產(chǎn)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(shù)值模擬法和凈增油法評價注聚效果，數(shù)值模擬法有效期內(nèi)化學(xué)驅(qū)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。