海上油田聚合物注入質(zhì)量濃度優(yōu)化新方法

王立壘,李彥來,瞿朝朝,楊鎖,劉玉娟

(中海石油(中國)有限公司天津分公司渤海石油研究院,天津 300459)

聚合物驅(qū)為油田進(jìn)入高含水階段后一種最主要的提高采收率的方法,室內(nèi)實驗和礦場實踐均表明,其在提高油田最終采收率方面起著重要作用[1-10].海上油田開發(fā)有別于陸上油田,主要在于海上油田的平臺壽命有限,這決定了海上油田必須實施高速高效的開采方法.因此,早期注聚便在海上進(jìn)行了礦場試驗及應(yīng)用[11-15].早期注聚后,儲層地下滲流特征和剩余油分布特征較晚期注聚更復(fù)雜,不同井組之間的差異也更大.注入濃度設(shè)計不合理會導(dǎo)致聚合物的利用率降低,油田開發(fā)效果變差[16-17].

在海上油田早期注聚方案設(shè)計中,由于不同井組之間的差異表現(xiàn)還沒有那么明顯,故不同注聚井的注入質(zhì)量濃度設(shè)計為同一值.隨著油田開發(fā)的進(jìn)行,由于不同井組間儲層物性、非均質(zhì)程度、開采速度等方面的差異,造成不同井組間的含水率與采出程度不同,再使用同一注聚質(zhì)量濃度,顯然不符合油田實際.因此,有必要根據(jù)井組間的含水率差異進(jìn)行單井注聚質(zhì)量濃度設(shè)計,從而節(jié)約聚合物驅(qū)成本,提高聚驅(qū)效果.

1 注入質(zhì)量濃度優(yōu)化

注入質(zhì)量濃度優(yōu)化設(shè)計基本思想:聚合物驅(qū)提高油田采收率主要是通過增加水相黏度和降低水相滲透率,從而降低水油流度比、增大波及體積而實現(xiàn)的.所以,在實際聚合物注入質(zhì)量濃度的設(shè)計中,當(dāng)聚合物溶液流度等于其前緣油水混合帶的總流度時,即為最優(yōu)流度[18].根據(jù)最優(yōu)流度和流度計算公式,可以計算得到最優(yōu)的注入黏度,最后根據(jù)最優(yōu)注入黏度和聚合物黏濃關(guān)系,即可得到最優(yōu)的注入質(zhì)量濃度.

2 計算公式

2.1 最優(yōu)注入黏度

根據(jù)水油流度比的定義,聚驅(qū)前緣油水總流度為

式中:λow為聚驅(qū)前緣油水總流度,10-3μm2/(mPa.s);K為絕對滲透率,10-3μm2;Kro,Krw分別為油相和水相的相對滲透率;μo,μw分別為油相和水相的黏度,mPa.s.

聚合物溶液的流度為

式中:λp為聚合物溶液流度,10-3μm2/(mPa.s);Rk為阻力系數(shù);μp為聚合物溶液黏度,mPa.s.

根據(jù)注入質(zhì)量濃度優(yōu)化設(shè)計思想,聚合物溶液流度等于其前緣油水混合帶的總流度時,即為最優(yōu)流度,表達(dá)式為

根據(jù)式(1)-(3),最優(yōu)聚合物溶液黏度為

式中:μpopt為聚合物溶液最優(yōu)注入黏度,mPa.s.

2.2 最優(yōu)注入質(zhì)量濃度

式(4)中聚合物黏度和阻力系數(shù)均為聚合物質(zhì)量濃度的函數(shù),其中阻力系數(shù)與注入質(zhì)量濃度的關(guān)系為

式中:Rkmax為最大阻力系數(shù);b為阻力系數(shù);Cp為聚合物質(zhì)量濃度,mg/L.

Rkmax和b可以通過聚合物溶液巖心驅(qū)替實驗測定,其值與巖心孔隙度、滲透率以及聚合物相對分子質(zhì)量有關(guān).

聚合物溶液黏度與聚合物注入質(zhì)量濃度關(guān)系式為

式中:D1,D2,D3為回歸系數(shù) (可根據(jù)聚合物溶液黏濃關(guān)系實驗數(shù)據(jù),進(jìn)行多項式回歸得到).

綜合式(5)-(6),可得到聚合物驅(qū)最優(yōu)注入質(zhì)量濃度預(yù)測公式:

根據(jù)式(7)可以計算得到聚合物最優(yōu)注入質(zhì)量濃度.綜合相滲曲線和式(7),得到最優(yōu)注入質(zhì)量濃度與含水率的關(guān)系式:

式中:fw為含水率,%.

3 理論圖版

L油田為渤海早期注聚的典型油田之一,借鑒L油田的相滲曲線(見圖1),可以將聚合物溶液注入質(zhì)量濃度與相對滲透率間的關(guān)系轉(zhuǎn)化為聚合物溶液注入質(zhì)量濃度與含水率間的關(guān)系.借鑒實驗參數(shù),式(2)-(7)中參數(shù)取值:Rkmax為2.0,b為0.006,D1為1.20X10-2,D2為2.05X10-5,D3為4.32X10-9.根據(jù)上述參數(shù),可以繪制出聚合物最優(yōu)注入質(zhì)量濃度與含水率的理論圖版(見圖2).

由圖2可以看出,隨著含水率的增加,最優(yōu)注入質(zhì)量濃度不斷增加.含水率小于40%時,最優(yōu)注入質(zhì)量濃度較小,即原始水驅(qū)油段塞相對均勻,不是注聚的最佳時機(jī);含水率為60%時,對應(yīng)的最優(yōu)注入質(zhì)量濃度為800 mg/L左右;含水率大于60%以后,最優(yōu)注入濃度急劇上升,這是由于進(jìn)入高含水期后,油田含水上升率達(dá)到最大,亟需實施聚合物驅(qū),控制水油流度比.

圖1 渤海L油田平均相滲曲線

圖2 不同含水率下聚合物最優(yōu)注入質(zhì)量濃度圖版

4 礦場應(yīng)用

4.1 質(zhì)量濃度優(yōu)化

聚合物質(zhì)量濃度優(yōu)化方法簡便易行,已應(yīng)用至渤海全部3個化學(xué)驅(qū)油田.首次編制了渤?；瘜W(xué)驅(qū)注入質(zhì)量濃度優(yōu)化調(diào)整方案,實施后見到了降水增油效果,同時節(jié)約了聚合物用量.L油田為早期注聚油田,于2007年開始規(guī)模注聚,共有8口注聚井,所有注聚井設(shè)計的注聚質(zhì)量濃度均為1 200 mg/L.隨著開發(fā)的進(jìn)行,不同井組表現(xiàn)出不同的含水率上升規(guī)律,含水率和采出程度差異很大,所有井都用同一聚合物質(zhì)量濃度顯然沒有實現(xiàn)最優(yōu)化.根據(jù)優(yōu)化方案,L油田首次實施了聚合物驅(qū)質(zhì)量濃度的調(diào)整.

具體操作步驟:

1)根據(jù)每個井組的含水率和理論圖版,在圖版中找出與之對應(yīng)的最優(yōu)注聚質(zhì)量濃度(見表1).

2)制定質(zhì)量濃度調(diào)整策略.當(dāng)注入質(zhì)量濃度高于最優(yōu)質(zhì)量濃度時,降低注入質(zhì)量濃度;當(dāng)注入質(zhì)量濃度低于最優(yōu)注入質(zhì)量濃度時,升高注入質(zhì)量濃度;當(dāng)注入質(zhì)量濃度與最優(yōu)質(zhì)量濃度基本一致時,不進(jìn)行調(diào)整.

本次研究設(shè)計了8個井組的注聚質(zhì)量濃度調(diào)整方案,共分3類,具體方案:

1)含水率小于等于70%的A1,A14和A43井組,降低注入質(zhì)量濃度.考慮后期含水率的上升,采用低、中、高質(zhì)量濃度交替注入的方案,分別設(shè)計3個段塞,段塞質(zhì)量濃度分別為800,1 000和1 200 mg/L.

2)對含水率大于70%、小于80%的4個井組,維持目前質(zhì)量濃度不變.

3)對含水率大于等于80%的A10井組,提高注入質(zhì)量濃度.考慮到后期含水率的下降,采用高、低質(zhì)量濃度交替注入的方案,設(shè)計了2個注入段塞,段塞質(zhì)量濃度分別為1 500,1 200 mg/L.

根據(jù)質(zhì)量濃度優(yōu)化方案進(jìn)行模擬計算,計算結(jié)果如圖3所示,注入質(zhì)量濃度優(yōu)化方案相比目前的注聚方案,累計增油4.2X104m3,節(jié)省聚合物干粉7.66X103t.

表1 L油田各注聚井組含水率與最小注聚質(zhì)量濃度

圖3 聚合物質(zhì)量濃度優(yōu)化方案增油量預(yù)測

4.2 應(yīng)用效果

按照優(yōu)化方案進(jìn)行了聚合物注入質(zhì)量濃度調(diào)整.對于提高質(zhì)量濃度的A10井組,其周邊油井,以A11井為例(見圖4a),見到了明顯的降水增油效果,含水率下降4%,日增油量33.0 m3,累計增油量1.2X104m3;對于降低質(zhì)量濃度的3個井組,降低質(zhì)量濃度后吸水能力增加,其周邊油井,以A15井為例(見圖4b),生產(chǎn)穩(wěn)定,未出現(xiàn)含水率快速上升.

圖4 渤海L油田質(zhì)量濃度優(yōu)化受效井生產(chǎn)曲線

5 結(jié)論

1)流度控制思想是聚合物驅(qū)的核心措施.從流度控制思想出發(fā),結(jié)合理論公式指導(dǎo)和礦場實際,提出了一種聚合物驅(qū)注入質(zhì)量濃度優(yōu)化設(shè)計的新方法.

2)針對海上早期注聚油田不同注聚井區(qū)含水率階段不同,設(shè)計了不同的注入質(zhì)量濃度方案.優(yōu)化后的方案相比原注聚方案,累計增油量4.2X104m3,節(jié)省聚合物干粉7.66X103t.

3)渤海L油田的現(xiàn)場實踐證明,該注入質(zhì)量濃度優(yōu)化方法簡單易行,起到了明顯的降水增油效果,可以推廣至類似油田.