海上稠油油田早期聚合物驅(qū)見(jiàn)效規(guī)律

鄧景夫，李云鵬，吳曉慧，李金宜，劉 斌

(中海油(中國(guó))有限公司天津分公司，天津 300450)

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海上稠油油田早期聚合物驅(qū)見(jiàn)效規(guī)律

鄧景夫，李云鵬，吳曉慧，李金宜，劉 斌

(中海油(中國(guó))有限公司天津分公司，天津 300450)

針對(duì)海上稠油油田早期聚合物驅(qū)見(jiàn)效時(shí)間和見(jiàn)效規(guī)律與高含水期聚合物驅(qū)有較大差異的問(wèn)題，運(yùn)用油藏工程和數(shù)值模擬方法，結(jié)合生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析，提出了水驅(qū)導(dǎo)數(shù)曲線法和數(shù)值模擬法來(lái)判別早期聚合物驅(qū)老井和新井的見(jiàn)效時(shí)間點(diǎn)。統(tǒng)計(jì)了SZ油田83口受效井的見(jiàn)聚時(shí)間和見(jiàn)效時(shí)間，得到單井見(jiàn)聚時(shí)間平均為2.1 a，見(jiàn)效時(shí)間平均為1.5 a。根據(jù)見(jiàn)聚時(shí)間和見(jiàn)效時(shí)間的不同，將早期聚合物驅(qū)的見(jiàn)效規(guī)律歸納為先見(jiàn)聚再見(jiàn)效、先見(jiàn)效再見(jiàn)聚、見(jiàn)聚即見(jiàn)效、不見(jiàn)效4種類(lèi)型，并通過(guò)儲(chǔ)層條件、井網(wǎng)形式等靜態(tài)因素以及水聚干擾狀況、注聚總量、井控儲(chǔ)量、采液強(qiáng)度等動(dòng)態(tài)因素對(duì)見(jiàn)效規(guī)律的影響進(jìn)行了分析。對(duì)海上同類(lèi)油田開(kāi)展三次采油有借鑒意義。

早期聚合物驅(qū)；水驅(qū)導(dǎo)數(shù)曲線法；見(jiàn)聚時(shí)間；見(jiàn)效時(shí)間；見(jiàn)效規(guī)律；海上稠油油田

引 言

SZ油田是海上重質(zhì)稠油油田，地面原油密度為0.958～0.982 g/cm3，地下原油黏度為50～250 mPa·s，水驅(qū)開(kāi)發(fā)過(guò)程中注入水突進(jìn)嚴(yán)重。為了解決這個(gè)問(wèn)題，提出了海上油田“早期注聚”三次采油方案。目前，國(guó)內(nèi)外對(duì)早期注聚合物的相關(guān)研究較少，中國(guó)渤海油田也僅是處于探索階段。已開(kāi)展的早期聚合物驅(qū)工業(yè)性試驗(yàn)也存在生產(chǎn)時(shí)間較短、開(kāi)發(fā)實(shí)例較少等問(wèn)題[1-5]。研究以SZ油田為代表，進(jìn)行了早期聚合物驅(qū)規(guī)律研究。

1 聚合物驅(qū)效果評(píng)價(jià)

由SZ油田早期聚合物驅(qū)注入特征可知，注聚階段阻力系數(shù)增加，注聚后平均阻力系數(shù)分布在1.1～2.1；注入壓力上升，與注水階段相比壓力上升1.0～4.1 MPa；視吸水指數(shù)下降4.1%～57.3%；注聚合物后吸水剖面得到有效改善，包括吸水厚度的增加和吸水剖面的反轉(zhuǎn)。由油田產(chǎn)出特征可知，單井含水出現(xiàn)了漏斗型和無(wú)漏斗型2種特征，但含水上升速度都得到了有效抑制。截至2014年底，SZ油田聚合物驅(qū)累計(jì)增油為223×104m3，累計(jì)少產(chǎn)水量為2 211×104m3，早期聚合物驅(qū)效果明顯。

2 見(jiàn)效時(shí)間確定

2.1 老井早期聚合物驅(qū)見(jiàn)效時(shí)間點(diǎn)確定

鑒于早期聚合物驅(qū)含水率變化曲線受注聚時(shí)機(jī)的影響存在漏斗型和無(wú)漏斗型2種情況，是否出現(xiàn)含水率下降漏斗便不能作為判斷注聚見(jiàn)效以及確定見(jiàn)效時(shí)間的唯一標(biāo)準(zhǔn)[6-7]。針對(duì)這種現(xiàn)象，將甲型水驅(qū)曲線公式求導(dǎo)，得到水油比導(dǎo)數(shù)隨累計(jì)產(chǎn)油量的變化曲線，即水驅(qū)導(dǎo)數(shù)曲線。提出老井早期聚合物驅(qū)見(jiàn)效時(shí)間點(diǎn)，即當(dāng)水驅(qū)導(dǎo)數(shù)曲線發(fā)生明顯下降現(xiàn)象，則把開(kāi)始下降的點(diǎn)定為見(jiàn)效時(shí)間點(diǎn)。由圖1可知，A7井在累計(jì)產(chǎn)油為10.8×104m3時(shí)，水油比導(dǎo)數(shù)發(fā)生了明顯下降，對(duì)應(yīng)的時(shí)間為2010年4月，所以把這個(gè)時(shí)間點(diǎn)定為A7井的見(jiàn)效時(shí)間點(diǎn)。

2.2 新井早期聚合物驅(qū)見(jiàn)效時(shí)間點(diǎn)確定

對(duì)于注聚合物后新增的調(diào)整井，由于生產(chǎn)時(shí)間較短，無(wú)法利用水驅(qū)導(dǎo)數(shù)曲線法判別見(jiàn)效時(shí)間點(diǎn)，提出利用數(shù)值模擬法來(lái)判斷新井的見(jiàn)效時(shí)間點(diǎn)[8]，即當(dāng)聚合物驅(qū)含水率變化曲線相對(duì)于水驅(qū)出現(xiàn)明顯分叉，含水率差值大于1%的時(shí)間點(diǎn)為見(jiàn)效時(shí)間點(diǎn)。由圖2可知，K25井在2011年10月時(shí)，2條含水率曲線分叉，并且含水率差值大于1%，所以把這個(gè)時(shí)間點(diǎn)定為新井K25的見(jiàn)效時(shí)間點(diǎn)。

圖1 A7井水驅(qū)導(dǎo)數(shù)曲線

圖2 K25井聚合物驅(qū)、水驅(qū)含水率變化曲線

3 見(jiàn)效規(guī)律

SZ油田一線受益井為104口，其中見(jiàn)效井為83口，見(jiàn)效率達(dá)到79.8%，統(tǒng)計(jì)注聚受效井見(jiàn)聚時(shí)間和見(jiàn)效時(shí)間，單井的見(jiàn)聚時(shí)間主要分布在0.3～3.5 a，平均為2.1 a。單井見(jiàn)效時(shí)間主要分布在0.3～3.0 a，平均為1.5 a。根據(jù)見(jiàn)聚時(shí)間和見(jiàn)效時(shí)間的不同，將見(jiàn)效規(guī)律歸納為先見(jiàn)聚再見(jiàn)效、先見(jiàn)效再見(jiàn)聚、見(jiàn)聚即見(jiàn)效、不見(jiàn)效4種類(lèi)型，分析其主要受儲(chǔ)層條件、井網(wǎng)形式等靜態(tài)因素以及水聚干擾狀況、注聚總量、井控儲(chǔ)量、采液強(qiáng)度等動(dòng)態(tài)因素影響[9-11]。

3.1 先見(jiàn)聚再見(jiàn)效

出現(xiàn)先見(jiàn)聚再見(jiàn)效井主要在A7井組，A7井組儲(chǔ)層厚度大、層數(shù)多，層間干擾嚴(yán)重。經(jīng)過(guò)加密調(diào)整后，形成了井距為175 m、排距為350 m的行列井網(wǎng)。其中注聚井與注水井同時(shí)存在，并交錯(cuò)分布，存在嚴(yán)重的水聚干擾現(xiàn)象，聚合物溶液會(huì)被注入水稀釋，黏度降低，并沿著注水的優(yōu)勢(shì)通道竄進(jìn)，造成先見(jiàn)聚再見(jiàn)效的特征。這類(lèi)井由于聚竄嚴(yán)重，所以采聚濃度曲線在初期就會(huì)出現(xiàn)峰值。先見(jiàn)聚再見(jiàn)效井組表現(xiàn)出注聚合物后含水上升的現(xiàn)象，A7井組注聚后含水從60%上升到70%，為解決這個(gè)問(wèn)題，對(duì)采液強(qiáng)度低的井采取了提液引效措施(圖3)，使聚合物驅(qū)能夠動(dòng)用較差儲(chǔ)層，提液后含水明顯下降，A7井組提液后含水從70%下降到62%。

圖3 A7井組開(kāi)采曲線

3.2 先見(jiàn)效再見(jiàn)聚

出現(xiàn)先見(jiàn)效再見(jiàn)聚井主要在A1井組(圖4)。分析原因?yàn)锳1井組注聚合物時(shí)機(jī)較晚，含水已達(dá)到80%左右，注聚合物后有效控制了注入竄流，并且A1井組注入濃度為2 250 mg/L，其他井組注入濃度為1 750 mg/L。截至2014年底，A1井組注聚合物總量為0.07倍孔隙體積，注聚合物量較其他井組大，A1井組沒(méi)有加密調(diào)整，是井距、排距均為350 m的行列井網(wǎng)，單井井控儲(chǔ)量大，平均單井井控儲(chǔ)量達(dá)到9×105m3。因此，注聚合物后出現(xiàn)了明顯的降水增油效果。

圖4 A1井組開(kāi)采曲線

3.3 見(jiàn)聚即見(jiàn)效

出現(xiàn)見(jiàn)聚即見(jiàn)效井主要在A7擴(kuò)大井組(圖5)。A7擴(kuò)大井組是在A7井組的基礎(chǔ)上，將注水井轉(zhuǎn)注聚合物，實(shí)現(xiàn)擴(kuò)大注聚，水聚干擾現(xiàn)象得到明顯抑制，聚合物驅(qū)效果明顯增強(qiáng)，含水呈現(xiàn)下降趨勢(shì)。但A7擴(kuò)大井組在2013年整體實(shí)施了提液措施，單井采液強(qiáng)度大，平均單井產(chǎn)液強(qiáng)度為7.6 m3/(d·m)，含水回升較快，見(jiàn)聚時(shí)間較快。

圖5 A7擴(kuò)大井組開(kāi)采曲線

3.4 未見(jiàn)效井

一線受益井104口井中有21口未見(jiàn)效井，分析原因?yàn)椋荷a(chǎn)不正常，水聚干擾，受效距離遠(yuǎn)(斷層遮擋)，聚竄失效，儲(chǔ)層薄、物性差。

統(tǒng)計(jì)新增調(diào)整井和老井見(jiàn)效規(guī)律，發(fā)現(xiàn)新增調(diào)整井見(jiàn)效規(guī)律主要為先見(jiàn)效后見(jiàn)聚，主要因?yàn)樾戮淇讜r(shí)避射了強(qiáng)水淹層，有效控制了聚竄現(xiàn)象，增強(qiáng)了聚驅(qū)效果；老井見(jiàn)效規(guī)律主要為先見(jiàn)聚后見(jiàn)效，主要因?yàn)樽⒕蹠r(shí)老井優(yōu)勢(shì)通道發(fā)育，容易發(fā)生聚竄現(xiàn)象。

4 結(jié) 論

(1) 早期聚合物驅(qū)含水率曲線存在漏斗型和無(wú)漏斗型2種變化形式，是否出現(xiàn)含水率曲線下降漏斗不能作為判斷海上油田早期聚合物驅(qū)見(jiàn)效的唯一標(biāo)準(zhǔn)。因此，提出老井見(jiàn)效時(shí)間點(diǎn)利用水驅(qū)導(dǎo)數(shù)曲線法確定，新井見(jiàn)效時(shí)間點(diǎn)利用數(shù)值模擬法確定。

(2) 統(tǒng)計(jì)了SZ油田83口受效井的見(jiàn)聚時(shí)間和見(jiàn)效時(shí)間，得到單井見(jiàn)聚時(shí)間平均為2.1 a，見(jiàn)效時(shí)間平均為1.5 a。

(3) 早期聚合物驅(qū)油井見(jiàn)效具有一定的規(guī)律性，總結(jié)為先見(jiàn)聚再見(jiàn)效、先見(jiàn)效再見(jiàn)聚、見(jiàn)聚即見(jiàn)效、不見(jiàn)效4種特征。

(4) 統(tǒng)計(jì)新增調(diào)整井和老井見(jiàn)效規(guī)律，新增調(diào)整井見(jiàn)效規(guī)律主要為先見(jiàn)效后見(jiàn)聚，老井見(jiàn)效規(guī)律主要為先見(jiàn)聚后見(jiàn)效。

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編輯 張耀星

20150116；改回日期：20150326

中海石油(中國(guó))有限公司重大專項(xiàng)“渤海多元熱流體、蒸汽吞吐、SAGD熱采關(guān)鍵技術(shù)研究”(YXKY-2013-TJ-01)

鄧景夫(1986-)，男，助理工程師，2009年畢業(yè)于大慶石油學(xué)院石油工程專業(yè)，2013年畢業(yè)于東北石油大學(xué)油氣田開(kāi)發(fā)工程專業(yè)，獲碩士學(xué)位，現(xiàn)從事油氣田開(kāi)發(fā)方面的科研工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2015.03.033

TE345

A

1006-6535(2015)03-0128-03