渤海A油田聚合物驅(qū)動(dòng)態(tài)規(guī)律分析及效果評(píng)價(jià)

石 爻 謝曉慶 陳冠中 曾 楊 梁 丹 王旭東

(1. 海洋石油高效開發(fā)國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室， 北京 100028； 2. 中海油研究總院， 北京 100028)

聚合物驅(qū)提高采收率技術(shù)是海上油田高效開發(fā)新模式的關(guān)鍵技術(shù)之一[1-3]。為了及時(shí)了解海上油田聚驅(qū)實(shí)施效果及存在的問題，需要對(duì)開發(fā)過程進(jìn)行動(dòng)態(tài)分析，再根據(jù)結(jié)果采取調(diào)整措施，從而控制整個(gè)開發(fā)過程向預(yù)定目標(biāo)發(fā)展，取得最佳效果。雖然中國陸上油田聚合物驅(qū)技術(shù)有許多理論成果與實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)可以借鑒[4-9]，但海上油田的開發(fā)模式、注聚時(shí)機(jī)、油藏開發(fā)條件等與陸地油田均有很大區(qū)別，導(dǎo)致聚合物驅(qū)的注采動(dòng)態(tài)規(guī)律和陸上油田亦不相同，因此，需要研究聚合物驅(qū)動(dòng)態(tài)特征，以確保聚合物驅(qū)能達(dá)到預(yù)期效果。

渤海A油田A7井組J03井于2003年9月開展了單井注聚先導(dǎo)試驗(yàn)，首開海上油田聚合物驅(qū)的先河。在檢驗(yàn)了聚合物滿足海上油田注入性并取得良好增油效果的基礎(chǔ)上，為了實(shí)現(xiàn)注聚合物的規(guī)模效應(yīng)，再逐步對(duì)該井組實(shí)施擴(kuò)大注聚。截至2016年底，A7井組已實(shí)施注聚合物的井9口，注入0.312倍孔隙體積，注入的質(zhì)量濃度平均為 1 750～2 250 mgL。

1 聚合物驅(qū)動(dòng)態(tài)規(guī)律分析

根據(jù)見效時(shí)間將A7井組生產(chǎn)階段劃分為見效前期和見效明顯期，不同階段表現(xiàn)出來的動(dòng)態(tài)規(guī)律有所不同[10]。本次研究對(duì)A7井組在見效前期和見效明顯期的動(dòng)態(tài)規(guī)律進(jìn)行分析。

1.1 注聚井注入壓力變化

在注聚見效前期，A7井組注聚井的注入壓力上升2.0～5.0 MPa，平均上升2.6 MPa，上升幅度為47%。其中，A19Iu和J14I油組由于維修熟化罐、檢修注聚泵等原因停止注聚，注入壓力出現(xiàn)短期下降；恢復(fù)注聚后，壓力立刻回升。進(jìn)入見效明顯期后，注入壓力隨著注聚PV數(shù)的變化，主要表現(xiàn)為2種趨勢：(1) 抬升到一定值后逐漸平穩(wěn)；(2) 先下降后抬升并逐漸趨于平穩(wěn)，壓力基本都穩(wěn)定在8.0～10.0 MPa，平均為9.2 MPa。屬于第1種情況的井有A08Id、A13Id、J08Id、J10Id、J14I，屬于第2種情況的井有A08Iu、A19Iu、A19Id、A13Iu、A21Iu、A21Id。相比見效前期，注入壓力有所上升。

1.2 注聚井米視吸水指數(shù)變化

在注聚見效前期，A7井組注聚井的米視吸水指數(shù)明顯下降，下降幅度約為注聚初期的10%～35%，平均下降幅度為26%。進(jìn)入見效明顯期后，大部分注聚井的米視吸水指數(shù)出現(xiàn)一定程度的下降或保持相對(duì)穩(wěn)定，也有個(gè)別注聚井段米視吸水指數(shù)出現(xiàn)較大的波動(dòng)變化，這與注聚實(shí)施過程中采取調(diào)剖、酸化等措施有關(guān)。

1.3 注聚井組產(chǎn)液量變化規(guī)律

在注聚見效前期，A7井組各小井組產(chǎn)液量隨注聚PV數(shù)增大而逐漸上升(見圖1)，上升的倍數(shù)為1.6～2.3，平均為1.9倍。這是因?yàn)槎鄶?shù)油井采取了提液或酸化的措施使得產(chǎn)液量增加，而J14小井組因?yàn)槭苄Ь甁10井轉(zhuǎn)為注水井而產(chǎn)液量有所下降。

進(jìn)入見效明顯期后，大部分注聚井組的產(chǎn)液量先上升后逐漸下降(見圖2)。其產(chǎn)液量上升主要是陸續(xù)有新井投產(chǎn)。J08、J10井因?yàn)檗D(zhuǎn)注聚時(shí)間較晚，所以在見效明顯期的產(chǎn)液量沒有由于新井投產(chǎn)而增加；A21、J14小井組產(chǎn)液量后期又有所下降，主要是由于K29、K23井注水后，產(chǎn)液量被重新劈分所致。

圖1 見效前期日產(chǎn)液量隨注聚PV數(shù)變化曲線

圖2 見效明顯期日產(chǎn)液量隨注聚PV數(shù)變化曲線

1.4 注聚井組含水率變化規(guī)律

在注聚見效前期，A7井組多數(shù)小井組含水率隨注聚PV數(shù)的增大出現(xiàn)緩慢升高后逐漸保持平穩(wěn)(見圖3)。進(jìn)入見效明顯期后，含水率變化規(guī)律分為3種類型(見圖4)：(1)含水率先降低后升高，有明顯的下降漏斗，注聚見效明顯，如A08、A13井組；(2)含水率穩(wěn)中有降，但并未出現(xiàn)明顯的含水率漏斗，如A19、J08井組；(3)含水率逐漸上升，如A21、J10、J14井組。

其中，A19井組含水率在見效明顯期出現(xiàn)1次大幅下降，主要是由于周圍的生產(chǎn)井A12井進(jìn)行了反洗井、L13井提頻提高了產(chǎn)油量的原因；而含水率逐漸上升的井組，可能是由于周圍的注水井K23、K29井開始注水，影響了注聚效果。

圖3 見效前期含水率隨注聚PV數(shù)變化曲線

圖4 見效明顯期含水率隨注聚PV數(shù)變化曲線

1.5 注聚井組產(chǎn)油量變化規(guī)律

在注聚見效前期，多數(shù)小井組產(chǎn)油量保持平穩(wěn)或略有上升(見圖5)。其中，A08小井組由于受效井A07井和A03井停泵等原因?qū)е庐a(chǎn)油量持續(xù)下降。進(jìn)入見效明顯期后，產(chǎn)油量和產(chǎn)液量變化規(guī)律類似，也出現(xiàn)先增加后逐漸降低的過程，并且由于含水率上升，各小井組產(chǎn)油量下降更為明顯(見圖6)。

圖5 見效前期日產(chǎn)油量隨注聚PV數(shù)變化曲線

圖6 見效明顯期日產(chǎn)油量隨注聚PV數(shù)變化曲線

1.6 油井米產(chǎn)液指數(shù)隨注聚時(shí)間的變化

在見效前期，A7井組受效井米產(chǎn)液指數(shù)下降幅度在10.2%～57.1%，平均為35.5%；在見效明顯期，米產(chǎn)液指數(shù)在41.7%～71.9%，平均為61.2%。A7井組聚合物驅(qū)礦場試驗(yàn)生產(chǎn)動(dòng)態(tài)表明，注聚合物后油井產(chǎn)液能力明顯下降。

圖7、圖8為A7井組中心受效井A07井在見效前期和見效明顯期的米產(chǎn)液指數(shù)隨時(shí)間的變化曲線。A07井注聚前8個(gè)月米產(chǎn)液指數(shù)平均值為 1.6 m3(d·MPa)，注聚見效前期平均米產(chǎn)液指數(shù)為1.0 m3(d·MPa)，下降幅度為37.5%。進(jìn)入見效明顯期后，該井米產(chǎn)液指數(shù)從開始見效時(shí)的 1.3 m3(d·MPa)下降到0.5 m3(d·MPa)，下降幅度為61.5%。

圖7 A07井見效前期米產(chǎn)液指數(shù)隨時(shí)間變化曲線

2 增油效果評(píng)價(jià)

2.1 數(shù)值模擬法

根據(jù)儲(chǔ)層研究成果建立油藏地質(zhì)模型，經(jīng)歷史擬合后做出適當(dāng)調(diào)整。其歷史生產(chǎn)數(shù)據(jù)擬合率達(dá)到了85%，說明調(diào)整后的油藏靜態(tài)模型基本可以描述油藏實(shí)際生產(chǎn)動(dòng)態(tài)。通過數(shù)值模擬計(jì)算，可以預(yù)測聚合物驅(qū)和水驅(qū)的產(chǎn)油量差值，進(jìn)而得到聚合物驅(qū)的增油量。截至2016年底，A7井組累計(jì)增油194.4×104m3。

圖8 A07井見效明顯期米產(chǎn)液指數(shù)隨時(shí)間變化曲線

2.2 廣適水驅(qū)曲線法

油田開發(fā)過程中通常采用水驅(qū)特征曲線評(píng)價(jià)油田開發(fā)效果。通常一種水驅(qū)曲線只反映一種含水率上升規(guī)律，如甲型、乙型、丙型、丁型4種水驅(qū)曲線。在使用這些曲線時(shí)，必須限定某些條件[11]。而廣適水驅(qū)特征曲線可對(duì)應(yīng)不同fw與R的關(guān)系，反映不同含水率上升規(guī)律[12-13]，因此采用廣適水驅(qū)曲線對(duì)A7井組的增油量進(jìn)行計(jì)算。

廣適水驅(qū)曲線表達(dá)式為：

(1)

式中：NP—— 累計(jì)產(chǎn)油量，104m3；

WP—— 累計(jì)產(chǎn)水量，104m3；

a、q、NR—— 廣適水驅(qū)特征曲線參數(shù)，無量綱。

根據(jù)A7井組的歷史生產(chǎn)數(shù)據(jù)求取廣適水驅(qū)曲線的特征參數(shù)。通過累計(jì)產(chǎn)水量、含水率擬合，得到渤海A油田最優(yōu)q為1.119 2，a為1.572 3，NR為 1 432.2。根據(jù)a、q、NR等水驅(qū)曲線特征參數(shù)可計(jì)算當(dāng)水驅(qū)含水率達(dá)到98%時(shí)A7井組的水驅(qū)累計(jì)產(chǎn)油量，再根據(jù)實(shí)際聚驅(qū)累計(jì)產(chǎn)油量數(shù)據(jù)計(jì)算出A7井組聚驅(qū)增油量為202.5×104m3，該值與數(shù)值模擬法計(jì)算的增油量相近。由此可以看出，注聚對(duì)改善油田開發(fā)效果、增加油田產(chǎn)量起到了重要作用。

3 結(jié) 語

(1) 渤海A油田A7井組聚合物見效規(guī)律可從注入端和生產(chǎn)端進(jìn)行評(píng)價(jià)。與陸上油田不同的是，A7井組在見效前期由于多數(shù)油井采取提液酸化措施使產(chǎn)液量和產(chǎn)油量有所上升；進(jìn)入見效明顯期后，油井產(chǎn)液能力明顯下降，井組產(chǎn)液量和產(chǎn)油量也出現(xiàn)了逐漸下降的趨勢。

(2) 根據(jù)數(shù)值模擬法和廣適水驅(qū)特征曲線計(jì)算A7井組的增油量約為200×104m3，表明聚合物驅(qū)能取得良好的增油效果。

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