海上稠油油藏早期注聚最佳時機的確定*

張鳳久

(海洋石油高效開發國家重點實驗室 北京 100028)

作為國家石油供給的重要支柱，中國海上油田的年產量已逾6 000×104t油當量，其持續穩產、上產是國家能源安全保障的重要戰略需要[1]。然而，中國海上油田總儲量的70%左右是稠油，其ODP設計水驅采收率僅為18%～20%，油田注水開發結束后仍有80%的稠油資源遺留地下難以被利用[2-3]。近年來，隨著對普通稠油油藏認識的進一步深入和聚合物驅機理與技術的不斷發展，聚合物驅在水驅稠油油藏開發中得到了廣泛應用。水驅稠油油藏的采收率較稀油油藏低，水驅后稠油油藏中有更多的剩余油，注入聚合物溶液有利于穩油控水，提高稠油資源的利用效率。對水驅稠油油藏聚合物驅轉注時機，國內外學者進行了一系列的室內模擬/實驗[4-7]，研究表明轉注時機越早驅油效果越好，含水率為0時轉注聚的驅油效果最佳；但此時注入壓力太高，存在注入性問題，不適宜礦場應用。

渤海油田稠油油藏占比較大，由于地質條件的差異，原油黏度差異也較大，不同原油黏度的油藏何時開展聚合物驅才能獲得最佳的效果，成為海上油田聚合物驅能否取得成功的關鍵，因此，有必要開展相關針對性的注聚時機的研究。本文通過室內實驗和理論推導研究了不同原油黏度下水驅稠油油藏的注聚時機。

1 海上油田聚合物驅轉注時機確定

對于海上水驅稠油油藏，早期注聚存在一個相對合理的轉注時機。

1.1 注聚時機對驅油效果的影響

1.1.1不同孔隙體積注入水轉聚實驗

采用渤海S油田天然巖心φ25×80 mm，平均滲透率為2.5 D；注入水礦化度組成見表1；地面脫氣原油與柴油按照4∶1混合后得到實驗用油樣，其黏度為70 mPa·s；采用現場使用的聚合物，聚合物溶液濃度為1 750 mg/L，注入聚合物段塞0.3 PV，地層溫度65 ℃條件下剪切后聚合物溶液黏度為58.0 mPa·s。

氣測巖心滲透率后，抽真空飽和注入水測試孔隙體積和巖心水測滲透率；采用變流速的方法飽和模擬油，獲得含油飽和度；巖心老化72 h后以1 mL/min流速進行水驅油，水驅至目標的注水孔隙體積后(不同轉注時機),注入0.3 PV聚合物溶液，再以1 mL/min流速進行后續水驅油，在連續3個瞬時含水率達到95%后結束實驗。圖1為實驗示意圖。

表1 渤海S油田注入水礦化度組成Table 1 Salinity composition of the injected water in S oilfield in Bohai sea

圖1 驅替實驗示意圖Fig.1 Displacement experimental process

圖2為分別注入0.068、0.141、0.203、0.364、1.090 PV水后轉注聚合物的含水率和采收率情況，可以看出，隨著注聚時機的提前，含水率變化曲線差異較大，注水0.068 PV(含水率為0)后轉注聚，含水率曲線未出現下降漏斗；與注水1.090 PV后轉注聚(含水率90%)相比，其他幾組早期轉注聚實驗的采收率增幅在無水采油期和含水快速上升階段最大，并且含水率較低時就能獲得較高的采收率；注水0.203 PV后轉注聚，達到高含水時累積注入孔隙體積倍數最少，而采收率最高。以上表明，早期注聚能夠顯著縮短注入周期，同時獲得較好的提高采收率效果；但并不是越早注聚越好，而是達到一定的注入水體積后轉注聚合物，才能夠縮短開發周期，較好地提高采收率。

圖2 不同注入時機的聚合物驅替特征曲線Fig.2 Polymer displacement characteristic at different injection timing

1.1.2不同注水體積的微觀驅替實驗

為了進一步認識早期注聚對波及體積的影響，建立了1/4五點井網非均質微觀孔隙模型(圖3)，開展水驅稠油、直接聚合物驅稠油和適量水驅(水驅前緣突破前)后轉聚合物驅的微觀驅替實驗。模型有8組帶有3條不同孔隙尺寸的滲透帶，其中高、中、低滲透帶孔隙直徑分別約為60、30、15 μm，孔隙模型的有效尺寸為長、寬各8 mm。

驅替結果如圖4所示，可以看出直接聚合物驅波及體積顯著高于水驅，說明流度小的驅替相能夠更好地控制稠油油藏的流度；但同時也可以看出直接聚合物驅的波及體積有一部分是水驅能夠實現的。由此可見，在稠油油藏開發早期注入水起到了溝通水相流動通道的能力；如果采用聚合物溶液，其作用也與水驅作用相同，但聚合物溶液黏度較高，其注入壓力比注水時壓力高，同時價格昂貴，增加了聚合物驅的風險。而適量水驅后開展聚驅，相對直接注聚(聚合物用量相等)，其波及體積顯著增加，表明了水驅至前緣時注入的水起到了“替油”和溝通水相通道的作用，后續注入的聚合物溶液在水流通道的基礎上進一步擴大流動通道(擴大波及體積)。直接注聚的波及效率為36.48%，適量水驅后再注聚波及效率可達50.65%(水驅稠油前緣到達采出口時的波及效率為11.03%)，在相同聚合物用量條件下，借助注入水替油作用后聚合物溶液的波及效率提高了3.14%；同時，在水流通道存在條件下注入聚合物溶液，能夠降低直接注聚的壓力，并發揮聚合物驅的流度控制能力，降低聚合物驅風險。

圖3 1/4五點井網非均質微觀孔隙模型(a)及刻蝕圖樣(b)Fig.3 1/4 five points well pattern heterogeneous microscopic pore model (a)and etching pattern (b)

圖4 微觀可視化模型驅替實驗結果Fig.4 Displacement experiment results of microscopic visual model

通過室內的驅油實驗以及微觀驅替實驗分析可以得出：一定體積的注水有利于聚合物驅作用效果。也就是說，稠油油藏進行聚合物驅開采時一定會存在一個最佳轉注時機，最大程度地充分發揮聚合物驅的流度控制作用，從而提高原油采收率。

1.2 聚合物驅轉注時機范圍的確定

聚合物驅提高采收率的重要機理之一就是降低驅替相的流度，改善水油流度比。相對滲透率曲線是反映兩相流體在油層中流度變化的最有效方式，因此根據“非穩態法”[8]測定了渤海S油田稠油黏度為25.9、70.0和122.8 mPa·s的油/水和油/聚合物相對滲透率曲線(圖5)。

圖5 不同原油黏度條件下油水(聚)相滲曲線Fig.5 Oil-water (polymer)relative permeability for different crude oil viscosity

從圖5可以看出，相同含水飽和度條件下，聚合物驅時的水相相對滲透率(Krp)遠遠低于水驅時的水相相對滲透率(Krw)，而油相相對滲透率(Kro)變化不大；聚合物驅的相對滲透率曲線的殘余油飽和度降低，等滲點向右移動且降低，表明聚合物驅能夠改善稠油油藏水驅過程的流度控制能力，提高稠油油藏的驅油效率。

利用不同原油黏度條件下的相滲曲線數據，結合流度比及分流率計算公式[10-12](式(1)～(2))，可得到不同黏度原油在水驅過程中水油流度比和含水變化率的變化情況(圖6)。

(1)

(2)

式(1)、(2)中：fw為分流率，%；λo為油相流度；λw為水相流度；M為水油流度比；Kro為油相相對滲透率，mD；Krw為水相相對滲透率，mD；μo為原油黏度，mPa·s；μw為水相黏度,mPa·s。

圖6 不同含水飽和度下的流度比和含水變化率曲線Fig.6 Variation of mobility ratio and water cut at different water saturation

從圖6可以看出，在流度比為1時含水變化率最大，此時水驅進入含水快速上升階段；在此之后注聚，意味著注入水低效，同時地層中大量存水將會稀釋聚合物段塞前緣的濃度，削弱驅油作用。因此，對于海上稠油油田，在含水快速上升之前控制水相流度，有助于穩定水相前緣，擴大水相波及體積，提高驅替效果。對于原油黏度范圍為25.9～122.8 mPa·s油藏而言，最佳轉注時機是油藏含水變化率達到最快之前進行注聚，能夠最大限度地獲得聚合物驅效果。同時油藏原油黏度越大，注聚時機相對越早，越有助于提高聚合物驅的流度控制能力。原油黏度分別為25.9、70.0、122.8 mPa·s的油藏，對應的最佳轉注時機分別是油藏含水飽和度在0.186、0.252、0.354左右注聚，聚合物驅能夠較好的控制兩相流體的流度(圖7)，提高驅替效果。

圖7 不同含水/含聚飽和度下流度比曲線Fig.7 Mobility ratio at different water /polymer saturation

根據物質平衡原理和式(2)及非穩態法測得的相對滲透率曲線，計算出渤海S油田原油黏度在25.9～122.8 mPa·s的最佳轉注時機條件下的油藏含水率，以便于指導礦場應用，結果見表2。

表2 不同原油黏度條件下最佳轉注時機的油藏含水率Table 2 Reservoir water cut rate with optimum injection timing under different viscosity of crude oil

從表2中可以看出，隨著原油黏度的增加，最佳轉注時機對應的油藏含水率逐漸下降，含水率上升得越快；含水變化率最快值是一個點，不利于油藏生產開發控制。因此，取含水變化率最大值的80%作為一個區間考慮，可以發現不同原油黏度條件下的轉注時機存在差異：原油黏度越高，相對較優的轉注時機范圍較窄。

所以，對于渤海稠油油藏條件而言，最佳注聚時機為含水快速上升階段，此時油藏的含水率為34%～56%。為了便于礦場應用，相對較佳的轉注時機含水率為28%～79%。

2 海上稠油油藏早期注聚實例

渤海油田是世界首個成功開展聚合物驅先導試驗與大規模應用的海上油田。選擇渤海S油田開展聚合物驅的礦場試驗，以驗證稠油油田在含水上升期實施聚合物驅的有效性和可行性。S油田地層原油黏度25 mPa·s左右，1993年投產， 2000年油田全面轉注水，2002年1月開始出現注入水單層突進，含水上升速度加快；2003年9月25日開始注聚，注聚初期含水率為68%。渤海S油田至今經歷了S3單井注聚試驗、五點法井組注聚試驗、擴大注聚試驗及正在實施的A、B、AI+J整體注聚試驗，各階段注聚效果如下：①S3單井注聚試驗取得了含水下降50%，增油2.3×104m3的良好效果。②五點法井組注聚試驗累計注入聚合物0.172 PV，平均注入濃度1 669 mg/L；該試驗井組生產井于2006年4月開始陸續見效，含水最大降幅11%。③在五點試驗井組取得成功的基礎上，2008年10月實施了井組A和B的擴大注聚工作(圖8),其中A井組7口井注聚,B井組4口井注聚。根據試驗井組生產特征，可以將其含水率變化分為3個階段:第1階段為注聚見效前含水上升階段，此階段持續時間半年左右；第2階段為注聚見效含水下降階段，此階段持續時間半年左右；第3階段為注聚見效后含水穩定階段，此階段持續時間較長，到目前為止含水率基本保持在60%～70%之間。④在擴大注聚取得良好增油降水效果后，渤海S油田于2011年6月實施整體注聚，截至2017年12月，累增油量達到464.5×104m3。

圖8 渤海S油田綜合開采曲線Fig.8 The comprehensive recovery curve of S oilfield in Bohai sea

渤海S油田的礦場試驗表明，海上油田在早期實施聚合物驅可行且有效。目前聚合物驅技術已在渤海S、L等3個油田開展了不同規模的礦場試驗和應用，取得了良好的驅油效果和經濟效益。

3 結論

1) 稠油油藏注入一定體積的水后，在含水變化率達到最大值之前注聚，有助于穩定水相前緣，擴大水相波及體積，提高驅替效果，降低聚合物驅風險。

2) 油藏的原油黏度越大，注聚時機越早。對于地層原油黏度為25.9、70.0、122.8 mPa·s的渤海稠油油藏，最佳注聚時機為油藏含水飽和度在0.186、0.252、0.354左右(油藏含水34%～56%)。

3) 截至2017年底，S油田聚合物驅試驗區已實現累增油464.5×104m3，提高了海上油田的開發效率，證明稠油油田早期注聚是可行且有效的。

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