渤海稠油早期非均相驅(qū)替模式研究及礦場應(yīng)用

王理榮(中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300452)

0 引言

渤海油田開發(fā)實(shí)踐證實(shí)，地下原油中黏度大于350 mPa·s 的稠油尚未形成一套成熟的開發(fā)方式[1-3]。常規(guī)水驅(qū)模式下，水油流度比差異大，注采矛盾突出，技術(shù)采收率低。非均相化學(xué)驅(qū)能夠增加注入流體黏度以減小水油流度比和降低竄進(jìn)風(fēng)險(xiǎn)，從而增加地下存水率，達(dá)到恢復(fù)地層能量的目的[4]。渤海N 油田先后開展非均相驅(qū)連續(xù)注入和交替注入先導(dǎo)試驗(yàn)，起到有效動用井間儲量、改善開發(fā)效果的目的。本文基于渤海N 油田多年非均相驅(qū)礦場實(shí)踐和油藏?cái)?shù)值模擬方法，開展先連續(xù)注入后交替注入的效果評價(jià)及影響因素研究，對稠油的儲量高效動用、改善相似油田開發(fā)效果、完善化學(xué)驅(qū)技術(shù)體系具有借鑒意義。

1 試驗(yàn)區(qū)概況

N 油田埋深900～1 100 m，曲流河沉積，為巖性-構(gòu)造油藏，高孔高滲，地下黏度為400～800 mPa·s，地層水礦化度為1 200～1 600 mg/L，水體倍數(shù)小于5 倍，以層狀-構(gòu)造油藏為主，屬于海上典型的弱水體稠油油藏。

(1) 天然能量開發(fā)階段：生產(chǎn)井初期產(chǎn)能21～35 m3/d，由于地下原油黏度大，部分砂體地下邊水發(fā)育，使得油井初期自然遞減率大，油田投產(chǎn)1 年后，采油速度由0.6%下降到0.3%。

(2)非均相驅(qū)連續(xù)注入階段：基于目標(biāo)油田的儲量品質(zhì)分析，制定了非均相驅(qū)以改善井間儲量的開發(fā)效果。3 口注入井，周邊共有12 口生產(chǎn)井，采用非均相驅(qū)連續(xù)注入模式，累增油達(dá)15.8×104m3，取得了預(yù)期的開發(fā)效果。由于開展非均相驅(qū)時(shí)含水為60%，屬于早期化學(xué)驅(qū)范疇。

(3) 交替注入階段：2016 年底，為抑制剖面反轉(zhuǎn)，以室內(nèi)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，對注入模式進(jìn)行研究，提出了調(diào)驅(qū)劑-水周期注入模式，并開展了3 個井組交替注入試驗(yàn)[5]。交替注入階段注入聚合物濃度為3 000 mg/L，化學(xué)劑與水交替周期為1 個月，注采比為0.8。開發(fā)效果表明井組含水率由64%下降到56%，含水率下降8%，日產(chǎn)油由188 m3提高到251 m3，日產(chǎn)油增加63 m3。

2 連續(xù)注入與交替注入效果對比

2.1 注入能力對比

注入能力的差異主要體現(xiàn)在米視吸水指數(shù)的變化[6]。結(jié)果表明，連續(xù)注入階段平均米視吸水指數(shù)為1.7 m3/(d·MPa·m)，交替注入階段米視吸水指數(shù)為2.1 m3/(d·MPa·m)，注水階段米視吸水指數(shù)為2.7 m3/(d·MPa·m)。這種差異主要是由于注入流體的流度不同導(dǎo)致的，與連續(xù)注入相比，化學(xué)劑-水交替注入相視黏度降低，注入能力提高24%。

2.2 吸水剖面變化

機(jī)理研究的結(jié)果表明，吸水剖面的變化能夠直觀表征液流轉(zhuǎn)向擴(kuò)大波及對開發(fā)效果的改善程度[7]。非均相驅(qū)注入井B1 井為一口定向井，射開Nm0-7和NmI-3 兩個小層，其中Nm0-7 小層儲層滲透率為4 000 mD，而NmI-3 小層滲透率為1 500 mD。在非均相連續(xù)注入階段，Nm0-7 小層吸水比例開始從100% 下降到73.8%，NmI-3 小層吸水比例由0% 提高到26.2%，這表明在連續(xù)注入階段初期，非均相驅(qū)對改善吸水剖面發(fā)揮了作用，并且注入流體更多進(jìn)入剩余油相對富集的低滲透層NmI-3 小層，開發(fā)效果得以改善。2014 年5 月(連續(xù)非均相驅(qū)0.06 PV)以后，NmI-3 小層滲流阻力增加，導(dǎo)致吸水剖面發(fā)生反轉(zhuǎn)，Nm0-7 層成為主要取水層，這表明吸水剖面發(fā)生變化，Nm0-7 小層的吸水比例開始從73.8% 增加到87.6%，而NmI-3 小層的吸水比例由26.2% 下降到12.4%。2016 年底開始非均相化學(xué)劑-水交替注入，2017 年10 月(交替注入0.03 PV)的吸水剖面結(jié)果表明，Nm0-7 小層的吸水比例從87.6%下降到72.74%，NmI-3 小層的吸水比例從12.4%上升到27.3%，吸水剖面再次發(fā)生變化，這表明通過交替注入，對開發(fā)效果不利的剖面反轉(zhuǎn)現(xiàn)象得到一定程度的緩解。該井吸水剖面變化如圖1 所示。

圖1 B1 井吸水剖面測試結(jié)果

2.3 阻力系數(shù)對比

霍爾曲線廣泛應(yīng)用于化學(xué)驅(qū)調(diào)剖效果評價(jià)[8]?；魻柷€斜率代表阻力系數(shù)，可以反映非均相驅(qū)對波及效果的改善，阻力系數(shù)大于1 表明調(diào)剖起效。結(jié)果表明非均相驅(qū)連續(xù)注入階段平均阻力系數(shù)為2.06，交替注入階段初期為1.74，降低16%，日產(chǎn)油從40 m3增加到70 m3，交替注入階段的相對低滲層段吸入能力增加，注入流體利用率增加。

當(dāng)B6 井非均相化學(xué)劑-水交替注入至0.48 PV 時(shí)，阻力系數(shù)由1.74 降至1.20，這主要是由于注入前緣到達(dá)生產(chǎn)井后注水突破導(dǎo)致，周邊生產(chǎn)井含水由60%提高到90%，以此突破點(diǎn)為非均相驅(qū)有效期節(jié)點(diǎn)，非均相驅(qū)有效注入PV 為0.37～0.48 PV。

2.4 見效特征對比

受注入特征差異影響，連續(xù)注入和交替注入的生產(chǎn)特征有所差異如圖2 所示。B2 在投產(chǎn)初期采用天然能量開發(fā)，受邊水影響，2012—2014 年含水率由10%上升至64%。非均相驅(qū)連續(xù)注入階段(2014—2016年)，該井含水率由64%下降到56%，日產(chǎn)油由13 m3增加到17 m3，累增油0.45 萬t，但由于注入相黏度大，生產(chǎn)井見效相對較慢。2016 年底開始交替注入后，含水率進(jìn)一步降低至36%，日產(chǎn)油增至26 m3，累增油0.85 萬t。由于交替注入階段的黏度降低，交替注入階段比連續(xù)注入階段生產(chǎn)井見效更快，交替注入累增油為連續(xù)注入階段的1.89倍[9]。

起效天數(shù)對比表明，連續(xù)注入階段生產(chǎn)井的起效時(shí)間一般為3～9 個月，而交替注水階段生產(chǎn)井見效時(shí)間較快，一般為1～3 個月。

三口注入井周邊共有9 口井見效，累積增油量15.80×104m3，采出程度提高4.1%。在非均相連續(xù)注入階段，推薦聚合物濃度為2 500～3 500 mg/L，注入0.03～0.06 PV；非均相化學(xué)劑-水交替注入階段，推薦聚合物濃度為2 500～3 500 mg/L，交替周期1 個月，注采比為0.8，交替注入0.4 PV。采用連續(xù)注入后交替注入的方式，預(yù)計(jì)技術(shù)采收率提高5.2%～12.0%。

3 影響因素分析

3.1 數(shù)值模型建立

基于實(shí)際的井組動態(tài)，采用加拿大CMG 軟件公司的STARS 模塊研究海上稠油早期非均相驅(qū)增油機(jī)理。機(jī)理模型縱向劃分為24 個韻律層，模型采用一注一采系統(tǒng)，注水井定注入量，生產(chǎn)井定產(chǎn)液量。機(jī)理模型動態(tài)包含開發(fā)過程中實(shí)施的調(diào)驅(qū)階段，包括非均相驅(qū)連續(xù)注入和非均相化學(xué)劑-水交替注入，注入化學(xué)劑參數(shù)與礦場實(shí)際一致，模型計(jì)算結(jié)果如圖3 所示。

圖3 非均相驅(qū)機(jī)理模型剩余油飽和度圖

3.2 提高采收率機(jī)理

為進(jìn)一步確定非均相驅(qū)差異驅(qū)替剩余油部位，將水驅(qū)各網(wǎng)格剩余油飽和度與相同條件下非均相驅(qū)后同一時(shí)間的剩余油飽和度相減，得到飽和度差值分布，即非均相驅(qū)作用下差異驅(qū)替剩余油分布[10]，如圖4所示。圖4(a)為水驅(qū)后剩余油分布，圖4(b)為非均相驅(qū)后剩余油分布，圖4(c)為兩者差值，即“差異驅(qū)替剩余油”分布。從圖中可以看出，水驅(qū)后油藏中仍然有大量剩余油存在，剩余油在注入井周圍呈錐型分布，水驅(qū)過流量較大；生產(chǎn)井周圍的中低滲層剩余油富集。非均相驅(qū)后剩余油分布明顯少于水驅(qū)，中低滲層位剩余油得到較大幅度動用。

圖4 非均相驅(qū)差異驅(qū)替剩余油形成機(jī)理

4 結(jié)語

(1)與連續(xù)注入相比，交替注入的米視吸水指數(shù)提高24%；連續(xù)注入剖面反轉(zhuǎn)時(shí)機(jī)為0.06 PV，交替注入0.03 PV 可以緩解。

(2) 連續(xù)注入階段阻力系數(shù)為2.06，交替注入階段為1.74，降低16%；非均相驅(qū)有效注入PV 為0.37～0.48 PV，技術(shù)采收率提高5.2%～12.0%，交替注入累增油為連續(xù)注入階段的1.89 倍。

(3)針對渤海稠油開展早期非均相驅(qū)能夠有效起到驅(qū)替作用，建議單砂體或分層系開發(fā)盡可能地降低層間矛盾，保證驅(qū)替效果。