層內(nèi)非均質(zhì)性下聚合物驅對油田開發(fā)影響

王欣然 蔡 暉 張國浩 劉 東 王永平

中海石油(中國)有限公司天津分公司, 天津 300459

0 前言

渤海H油田為典型的湖相三角洲前緣沉積油田,主要含油層系位于東營組東二下段,沉積韻律以反韻律為主,總體上具有高孔高滲的儲層特征,層間和層內(nèi)均具有較強的非均質(zhì)性,變異系數(shù)為0.4～0.6。該油田開發(fā)初期采用多段層系合注合采的開發(fā)策略,由于注入水易沿物性較好的高滲層竄進,從而造成油田儲層縱向動用不均衡,初期含水上升快、穩(wěn)產(chǎn)期較短的問題[1-4]。有研究指出,通過聚合物驅、氮氣泡沫、層內(nèi)生二氧化碳等調(diào)驅技術,能夠緩解層內(nèi)動用不均的問題,改變剩余油分布情況,從而使驅替程度進一步提高[5-8]。前人對不同驅替介質(zhì)條件下,受層內(nèi)夾層分布范圍、驅替倍數(shù)、潤濕指數(shù)、儲層孔隙結構等因素影響的剩余油分布研究較多[9-13],而對受層內(nèi)非均質(zhì)性主控因素影響的聚合物驅剩余油分布研究較少[14-16]。因此開展了模擬渤海H油田儲層特征、流體性質(zhì)和注聚時機的聚合物驅油實驗研究,以探索在層內(nèi)非均質(zhì)性不同主控因素下的層內(nèi)剩余油分布情況,從而為深入認識油田生產(chǎn)規(guī)律以及剩余油有效挖潛提供依據(jù)。

1 實驗準備

1.1 實驗材料

實驗驅替巖心為人造三維非均質(zhì)性模型,考慮渤海H油田儲層整體以反韻律為主,平均滲透率級差為4～10,靜態(tài)資料統(tǒng)計結果顯示,鉆遇儲層滲透率級差約為4、5、8、10的開發(fā)井分別占總井數(shù)的17.1%、21.6%、26.5%、30.3%,其它滲透率級差開發(fā)井占總井數(shù)4.5%。由于滲透率級差是海上油田表征層內(nèi)非均質(zhì)性較為常用且直觀的參數(shù)[17-20],故將此參數(shù)作為巖心模型分類和排序的首要因素,并設計了滲透率級差為4、5、8、10的四種最具有代表性的注采模型,每種模型均制作兩組,分別用于水驅和聚合物驅,模型參數(shù)見表1。渤海H油田實際井網(wǎng)的注采井距為400 m,單一油組層內(nèi)有效厚度約為40 m,選取長度比例1∶1 000,因此驅替模型長度約為 40 cm,厚度按照比例轉化后應為4 cm,但在模型厚度過薄的情況下,無法充分研究厚油層驅替過程中的重力作用,為使驅替過程中的重力作用更直觀,厚度比例調(diào)整為1∶500,故人造三維非均質(zhì)性模型統(tǒng)一尺寸規(guī)格為45.0 cm×8.0 cm×0.5 cm。

表1 模型基本參數(shù)表

實驗用油為真空泵油與煤油按體積比2∶1配制,模擬渤海H油田實際原油性質(zhì),在70 ℃條件下其黏度為21.0 mPa·s,為便于實驗觀察,將模擬油用蘇丹紅染色;實驗注入水根據(jù)渤海H油田實際注入水離子成分配置,其總礦化度介于3 660～3 720 mg/L之間;實驗用聚合物為渤海H油田實際注入的聚丙烯酰胺,聚合物溶液質(zhì)量濃度為1 600 mg/L。為便于實驗觀察,將注入水和聚合物溶液均用甲基藍染色。

1.2 實驗方案

為研究不同層內(nèi)非均質(zhì)性下的水驅和聚合物驅剩余油分布情況,共設計8組驅替實驗(包括4組水驅實驗和4組聚合物驅實驗),具體實驗方案見表2。

表2 實驗方案設計表

2 實驗結果與分析

2.1 水驅油實驗

2.1.1 水驅結束剩余油分析

水驅結束后各模型油水分布情況見圖1,當滲透率級差為4時,模型縱向各小層均得到動用,低滲層中也存在注入水突破的現(xiàn)象;滲透率級差略增加到5時,注入水在低滲層中有波及,但未突破;而當滲透率級差達到8和10時,水驅結束后低滲層幾乎未被動用,有大量剩余油富集。

a)滲透率級差4模型

2.1.2 水驅動態(tài)特征

水驅動態(tài)特征見圖2。水驅條件下,驅替倍數(shù)和采油速度關系曲線見圖2-a),級差為4的模型穩(wěn)產(chǎn)時間最長，達到0.28 PV;級差為8和10的模型穩(wěn)產(chǎn)時間分別是0.22 PV和0.18 PV;而級差為5的模型,穩(wěn)產(chǎn)時間最短，僅為0.15 PV。水驅條件下,不論儲層非均質(zhì)性強或弱,一旦結束穩(wěn)產(chǎn)期,產(chǎn)量均遞減較大,0.55 PV 后采油速度僅為初期采油速度的5%～15%左右。

a)水驅時驅替倍數(shù)與采油速度關系

采出程度和含水上升規(guī)律的關系見圖2-b),級差為5的模型無水采收期最短,見水時采出程度為12.83%,水驅采收率為42.53%;級差為10的模型無水采收期略長,見水時采出程度為17.72%,但水驅采收率最低為40.68%;級差為8的模型無水采收期較長,見水時采出程度為20.93%,水驅采收率為43.32%;級差為4的模型無水采收期最長,見水時采出程度為25.57%,水驅采收率最高為47.76%。

以上研究結果說明,對于反韻律模型，無水采收期、水驅采收率都并非僅與滲透率級差成反比的關系，而是同時受多種非均質(zhì)性關鍵參數(shù)的影響。根據(jù)表3可知：突進系數(shù)與無水采收期成反比,這是因為突進系數(shù)是描述注入水沿儲層竄流能力的關鍵指標,故突進系數(shù)最大的2號模型無水采收期最短;變異系數(shù)與水驅采收率成反比,這是因為變異系數(shù)是突出模型非均質(zhì)性嚴重程度的最直觀參數(shù)。

表3 不同模型非均質(zhì)參數(shù)統(tǒng)計表

2.2 聚合物驅油實驗

2.2.1 聚合物驅結束剩余油分析

開發(fā)方式轉變?yōu)樵缙谧⒕酆衔?驅替結束后剩余油分布見圖3,不同級差的模型開發(fā)方式轉變?yōu)樵缙谧⒕酆?整體動用程度均有明顯提高,這是因為聚合物溶液起到了封堵高滲層的作用,迫使后續(xù)注入的聚合物溶液進入中滲層和低滲層,對于級差為4和5、模型非均質(zhì)性相對較弱的情況,低滲層中的剩余油較少,且呈現(xiàn)零星分布的狀態(tài);而對于級差為8和10、模型非均質(zhì)性較強的情況,低滲層剩余油較為富集,尤其是滲透率級差為10時,底部剩余油大量富集,具有挖潛空間。

a)滲透率級差4模型

2.2.2 聚合物驅動態(tài)特征

聚合物驅時驅替倍數(shù)與采油速度關系曲線見圖4-a)。級差為5模型采油速度回升至峰值時,相比同期水驅平均提高了3.54倍;級差為8和10模型采油速度回升至峰值時,相比同期水驅平均分別提高了2.95倍和2.73倍;級差為4模型水驅階段穩(wěn)產(chǎn)時間最長,注聚合物后采油速度回升至峰值時,相比同期水驅平均提高了5.61倍。

聚合物驅時采出程度與含水率關系見圖4-b),級差為5模型和級差為10模型提高開發(fā)效果較明顯,聚合物驅采收率分別提高了16.69%和14.24%,而級差為4和級差為8模型聚合物驅采收率分別提高了13.52%和13.01%。對不同級差模型聚合物驅均能起到較好的控水增油效果。滲透率級差與聚合物驅采收率成反比。說明聚合物溶液能夠有效抑制黏性指進現(xiàn)象,并削弱模型非均質(zhì)性嚴重程度,最終聚合物驅采收率由模型的滲透率分布范圍和差異程度決定。

a)聚合物驅時驅替倍數(shù)與采油速度關系

3 現(xiàn)場應用實踐

渤海H油田于2012年開展了早期注聚,目前已經(jīng)進入到中高含水期調(diào)整挖潛階段,根據(jù)本次研究結果,海上早期注聚油田進入中高含水期后,在反韻律為主的儲層條件下,主力層位中上部驅替程度較高,而底部有不同程度的剩余油富集。對于滲透率級差大于8的儲層,由于底部剩余油較為富集,具有較高的井控儲量規(guī)模,故采取新增調(diào)整井的策略,井型以定向井為主,挖潛儲層底部剩余油,在中高含水階段,渤海H油田共部署了4口調(diào)整井,其無水采收期均在9～11個月左右,單井平均產(chǎn)能達到56～72 m3/d,高于周邊老井。而對儲層滲透率級差小于5的井組,剩余油富集程度相對較低,因此挖潛方式主要以深度調(diào)剖、智能管柱卡水等方式封堵頂部高滲層為主,從而改變縱向上主流線方向。通過有效增加調(diào)整井并采取調(diào)堵措施,渤海H油田的生產(chǎn)情況得到顯著改善。根據(jù)渤海H油田調(diào)整控潛效果曲線,預測油田采收率提高約2.6%，見圖5。

圖5 渤海H油田調(diào)整挖潛效果圖

4 結論

1)室內(nèi)三維填砂模型驅替實驗結果表明,通過中含水期實施早期注聚,能夠有效提高中、高含水階段的采油速度和最終采收率,從而改善海上油田中前期開發(fā)效果。

2)對于不同非均質(zhì)性模型,無水采收期與突進系數(shù)成反比,突進系數(shù)越小無水采收期越長。水驅采收率與變異系數(shù)成反比,變異系數(shù)越小水驅采收率越高。聚合物驅采收率與滲透率級差成反比,滲透率級差越小聚合物驅采收率越高。

3)儲層非均質(zhì)性較強時,聚合物驅后低滲層仍有大量剩余油富集,結合渤海H油田實際儲層情況,采取了水平井底部挖潛策略,同時對非均質(zhì)性較弱儲層采取調(diào)堵結合的措施,有效動用了剩余油,使油田中高含水期聚合物驅效果得到顯著改善,并進一步提高了油田采收率。