渤海稠油早期非均相驅替模式研究及礦場應用

王理榮(中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300452)

0 引言

渤海油田開發實踐證實，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方式[1-3]。常規水驅模式下，水油流度比差異大，注采矛盾突出，技術采收率低。非均相化學驅能夠增加注入流體黏度以減小水油流度比和降低竄進風險，從而增加地下存水率，達到恢復地層能量的目的[4]。渤海N 油田先后開展非均相驅連續注入和交替注入先導試驗，起到有效動用井間儲量、改善開發效果的目的。本文基于渤海N 油田多年非均相驅礦場實踐和油藏數值模擬方法，開展先連續注入后交替注入的效果評價及影響因素研究，對稠油的儲量高效動用、改善相似油田開發效果、完善化學驅技術體系具有借鑒意義。

1 試驗區概況

N 油田埋深900～1 100 m，曲流河沉積，為巖性-構造油藏，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，水體倍數小于5 倍，以層狀-構造油藏為主，屬于海上典型的弱水體稠油油藏。

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

(2)非均相驅連續注入階段：基于目標油田的儲量品質分析，制定了非均相驅以改善井間儲量的開發效果。3 口注入井，周邊共有12 口生產井，采用非均相驅連續注入模式，累增油達15.8×104m3，取得了預期的開發效果。由于開展非均相驅時含水為60%，屬于早期化學驅范疇。

(3) 交替注入階段：2016 年底，為抑制剖面反轉，以室內實驗數據為基礎，對注入模式進行研究，提出了調驅劑-水周期注入模式，并開展了3 個井組交替注入試驗[5]。交替注入階段注入聚合物濃度為3 000 mg/L，化學劑與水交替周期為1 個月，注采比為0.8。開發效果表明井組含水率由64%下降到56%，含水率下降8%，日產油由188 m3提高到251 m3，日產油增加63 m3。

2 連續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在米視吸水指數的變化[6]。結果表明，連續注入階段平均米視吸水指數為1.7 m3/(d·MPa·m)，交替注入階段米視吸水指數為2.1 m3/(d·MPa·m)，注水階段米視吸水指數為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致的，與連續注入相比，化學劑-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

機理研究的結果表明，吸水剖面的變化能夠直觀表征液流轉向擴大波及對開發效果的改善程度[7]。非均相驅注入井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%，這表明在連續注入階段初期，非均相驅對改善吸水剖面發揮了作用，并且注入流體更多進入剩余油相對富集的低滲透層NmI-3 小層，開發效果得以改善。2014 年5 月(連續非均相驅0.06 PV)以后，NmI-3 小層滲流阻力增加，導致吸水剖面發生反轉，Nm0-7 層成為主要取水層，這表明吸水剖面發生變化，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劑-水交替注入，2017 年10 月(交替注入0.03 PV)的吸水剖面結果表明，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%，吸水剖面再次發生變化，這表明通過交替注入，對開發效果不利的剖面反轉現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 井吸水剖面測試結果

2.3 阻力系數對比

霍爾曲線廣泛應用于化學驅調剖效果評價[8]。霍爾曲線斜率代表阻力系數，可以反映非均相驅對波及效果的改善，阻力系數大于1 表明調剖起效。結果表明非均相驅連續注入階段平均阻力系數為2.06，交替注入階段初期為1.74，降低16%，日產油從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B6 井非均相化學劑-水交替注入至0.48 PV 時，阻力系數由1.74 降至1.20，這主要是由于注入前緣到達生產井后注水突破導致，周邊生產井含水由60%提高到90%，以此突破點為非均相驅有效期節點，非均相驅有效注入PV 為0.37～0.48 PV。

2.4 見效特征對比

受注入特征差異影響，連續注入和交替注入的生產特征有所差異如圖2 所示。B2 在投產初期采用天然能量開發，受邊水影響，2012—2014 年含水率由10%上升至64%。非均相驅連續注入階段(2014—2016年)，該井含水率由64%下降到56%，日產油由13 m3增加到17 m3，累增油0.45 萬t，但由于注入相黏度大，生產井見效相對較慢。2016 年底開始交替注入后，含水率進一步降低至36%，日產油增至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注入階段生產井見效更快，交替注入累增油為連續注入階段的1.89倍[9]。

起效天數對比表明，連續注入階段生產井的起效時間一般為3～9 個月，而交替注水階段生產井見效時間較快，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。采用連續注入后交替注入的方式，預計技術采收率提高5.2%～12.0%。

3 影響因素分析

3.1 數值模型建立

基于實際的井組動態，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增油機理。機理模型縱向劃分為24 個韻律層，模型采用一注一采系統，注水井定注入量，生產井定產液量。機理模型動態包含開發過程中實施的調驅階段，包括非均相驅連續注入和非均相化學劑-水交替注入，注入化學劑參數與礦場實際一致，模型計算結果如圖3 所示。

圖3 非均相驅機理模型剩余油飽和度圖

3.2 提高采收率機理

為進一步確定非均相驅差異驅替剩余油部位，將水驅各網格剩余油飽和度與相同條件下非均相驅后同一時間的剩余油飽和度相減，得到飽和度差值分布，即非均相驅作用下差異驅替剩余油分布[10]，如圖4所示。圖4(a)為水驅后剩余油分布，圖4(b)為非均相驅后剩余油分布，圖4(c)為兩者差值，即“差異驅替剩余油”分布。從圖中可以看出，水驅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，水驅過流量較大；生產井周圍的中低滲層剩余油富集。非均相驅后剩余油分布明顯少于水驅，中低滲層位剩余油得到較大幅度動用。

圖4 非均相驅差異驅替剩余油形成機理

4 結語

(1)與連續注入相比，交替注入的米視吸水指數提高24%；連續注入剖面反轉時機為0.06 PV，交替注入0.03 PV 可以緩解。

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

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