聚合物驱阶段注采动态特征及影响因素分析

梁 丹，冯国智，谢晓庆，石 爻

(1.海洋石油高效开发国家重点实验室，北京 100027;2.中海油研究总院，北京 100027)

引 言

聚合物驱提高采收率技术是渤海稠油油田高效开发新模式的关键技术之一[1-3]，生产动态数据可以直接反映油藏开发的效果。因此，分析生产动态数据是客观了解油藏条件和油藏开发的基本方法，动态分析的结果是正确实施措施调整的基础，并最终影响聚合物驱的开发效果。虽然中国陆上油田聚合物驱技术已开展了20多年，有许多理论成果与实践经验可以借鉴[4-7]，但海上油田的开发模式、注聚合物时机、油藏开发条件等与陆地油田均有很大的区别，导致聚合物驱的注采动态规律和陆上油田也不同，因此需要针对海上油田开展聚合物驱的动态特征及影响因素研究，以确保聚合物驱能达到预期的增油效果。

1 聚合物驱实施概况

渤海S油田是辽东湾海域的大型披覆背斜稠油油田，储层为古近系东营组下段的湖相三角洲相砂岩。储层岩性疏松，胶结性差，物性较好，孔隙度为28% ～35%，平均为31%;渗透率为100×10-3～10 000 ×10-3μm2，平均为 2 000 ×10-3μm2。地层原油黏度分布范围为13～155 mPa·s，平均为88 mPa·s。

S油田首开海上油田聚合物驱的先河，成功地进行了单井试验、井组试验，在检验了聚合物的注入性满足海上注聚合物要求并取得了良好增油效果的基础上，为了实现注聚合物的规模效应，逐步将注聚合物推广到全油田进行扩大试验。截至2013年底，已实施注聚合物井19口，累计注入聚合物溶液1 519×104m3，注入0.1倍孔隙体积，平均注入浓度为1 750～2 250 mg/L;累计增油173.5×104m3，采出程度增加3.2%。

2 不同阶段动态特征分析

2.1 聚合物驱见效时间判断标准

陆上油田注聚合物时机一般为高含水或特高含水期，其见效时间点的判断相对简单，但对于海上油田来说，为了在平台寿命期内提高油田的采出程度，多为中低含水期或开始投入开发时注聚合物，且注聚合物开发过程中又不断有新的调整井投入生产，因此即使在一个油田，具体到每口单井，注聚合物时机也不尽相同[8-10]。基于注聚合物时机的不同，建立海上聚合物驱见效时间 判断标准 (表1)。

表1 海上油田聚合物驱见效时间判断标准

依据上述见效标准，对渤海S油田的单井及井组见效时间进行统计分析，单井见效时间为4～39个月，平均为16个月;井组见效时间为6～23个月，平均为16个月;到见效时间点，各井组注入孔隙倍数为0.03～0.17，平均为0.08;见效前聚合物用量为50～331 mg/(L·PV)，平均为141 mg/(L·PV)。

2.2 聚合物驱见效阶段划分

根据见效时间，将油井注聚合物后的生产阶段划分为见效前期、见效明显期和见效结束期。目前S油田的油井均处于见效前期或见效明显期。通过对S油田注入端和产出端的动态特征分析发现，不同阶段的动态特征不同。

(1)注入端。注聚合物后，井口压力均有不同程度上升，范围为0.5～6.6 MPa，平均为1.9 MPa，平均上升幅度为31%;米视吸水指数均下降，幅度为8% ～51%，平均为29%，由此表明注聚合物有效。进入见效明显期后，注入压力仍上升，且抬升至一定值后相对平稳，压力值较见效时间点的压力值高0.2～1.7 MPa，平均上升0.6 MPa，平均上升幅度仅为7%;米视吸水指数在见效明显期仍出现一定程度的下降，后期逐渐平稳，平均下降幅度为13%，低于见效前期的下降幅度。

图1为注聚合物井S13井注入压力及米视吸水指数注入动态变化曲线。该井2008年7月开始注聚合物，历经18个月后，于2010年1月井组开始见效。由图1可知，在见效前期，注入压力抬升幅度较大，到见效时间点，注入压力由注聚合物时的6.4 MPa上升至9.1 MPa，进入见效明显期后，注入压力仍有一定程度的抬升，但幅度较小，基本稳定在9.8 MPa左右;米视吸水指数从注聚合物时的2.3 m3/(d·MPa·m)下降至见效时间点的1.5 m3/(d·MPa·m)，进入见效明显期后，米视吸水指数在出现一定幅度的下降后基本稳定在1.1 m3/(d·MPa·m)左右。

图1 S13井注入动态变化曲线

(2)产出端。在见效前期，65%的油井产液量出现上升或稳定的趋势，上升幅度为18% ～200%，平均为77%;含水率上升或稳定;82%的油井产油量则为稳定或下降的趋势，下降幅度为12% ～56%，平均为32%，这与陆上注聚合物油田见效前期产液量下降、含水率上升或平稳、采油量稳定的趋势有一定的差异。分析认为，S油田大部分油井均采取换大泵提液措施，导致见效前期产液量大幅上升。见效明显期，大部分油井产液量虽有波动但相对平稳，少部分油井的产液量上升，分析认为是受提液措施的影响。产油量除个别少数油井保持稳定外，90%左右的油井上升幅度为11%～183%，平均为60%，同时含水率出现一定程度的下降，下降幅度为4% ～35%，平均为14%。

图2为S3井的生产动态曲线。该井主要受周边3口注聚合物井的影响，注聚合物时间为2008年8月。从图2中可以看出，注聚合物前，该井含水一直上升，产油量下降较快，注聚合物后，含水仍然缓慢上升，产油量相对较为稳定。2009年7月开始见效，含水率明显下降，产液量稳定，产油量有小幅度提升。虽然该井在2010年5月进行了换大泵提液措施，但是后期产液量下降，含水率稳中有降，产油量继续缓慢上升。

图2 S3生产井动态变化曲线

3 注入能力及产出能力影响因素分析

注聚合物后注入能力和产出能力较注聚合物前均发生明显变化，油藏注入能力(产出能力)受多种因素制约，通过灰色关联度评价法，定量分析各种因素对注入能力(产出能力)的影响，找出各种因素之间的关联性，并判断影响注入能力(产出能力)的主控因素。

将影响注入能力的9个因素进行灰色关联度分析(表2)。从表2中可以看出，影响注入能力的主要因素依次为注聚合物时含水率、射孔厚度、渗透率变异系数、注聚合物速度、渗透率。

表2 注入能力影响因素关联度评价结果

对其中前3个影响因素进行进一步分析(图3)。从图3中可以看出:注聚合物越晚，注入能力降幅越大。这是由于早期注聚合物时，吸水剖面均匀，聚合物注入均匀，注入能力降低幅度小;渗透率变异系数越大，油层厚度越大，越容易形成厚度相对较小的高渗通道，聚合物封堵高渗层，注入阻力增加，注入能力降低幅度增大。

图3 注入能力与影响因素对应关系

同理，将影响产出能力的10个因素进行灰色关联度分析(表3)。从表3中可以看出，影响产出能力的主要因素依次为渗透率、射孔厚度、注聚合物前井底流压、注聚合物时含水率、渗透率变异系数。

对其中前3个影响因素进行进一步分析(图4)。从图4中可以看出，随着渗透率增加，油藏厚度增加，注聚合物前井底流压增加，产出能力降低幅度增大。

表3 产出能力影响因素关联度评价结果

图4 产出能力与影响因素对应关系

4 结论

(1)基于不同的注聚合物时机，建立海上注聚合物油田的见效时间判断标准，根据见效时间将注聚合物后生产阶段划分为见效前期、见效明显期和见效结束期3个阶段，目前渤海S油田的油井主要处于见效前期或见效明显期，不同阶段表现出的注采动态特征不同。

(2)通过灰色关联度评价法，确定影响注入能力和产出能力的主控因素，其中影响注入能力的主要因素依次为注聚合物时含水率、射孔厚度、渗透率变异系数、注聚合物速度、渗透率，影响产出能力的主要因素依次为渗透率、射孔厚度、注聚合物前井底流压、注聚合物时含水率、渗透率变异系数。

[1]郭太现，苏彦春.渤海油田稠油油藏开发现状和技术发展方向[J]. 中国海上油气，2013，25(4):26-30.

[2]山金成，刘义刚，卢祥国.聚合物驱在渤海旅大10-1油田的应用[J]. 海洋石油，2009，29(1):47-53.

[3]唐恩高，杨俊茹，张贤松.海上油田早期聚合物驱历史拟合方法[J].油气地质与采收率，2011，18(2):55-57.

[4]刘朝霞，韩冬，王强.改进的聚合物驱开发动态预测模型[J]. 油气地质与采收率，2011，18(4):54-56，60.

[5]刘新科，程时清，岳世俊.注聚合物井压力响应特征分析[J]. 特种油气藏，2011，18(1):76-78.

[6]陆先亮，周洪钟，徐东萍，等.聚合物驱提液与控制含水的关系[J].油气地质与采收率，2002，9(3):24-26.

[7]赵传峰，陈民锋.SH油田聚合物驱影响因素分析及注聚参数优化[J]. 特种油气藏，2011，18(1):83-86.

[8]刘淑霞.大庆外围葡萄花油层聚合物驱提高采收率可行性研究[J].大庆石油地质与开发，2012，31(3):140-143.

[9]刘歆，周凤军，张迎春，等.海上油田稀井网大井距聚合物驱应用与分析[J].特种油气藏，2012，19(3):104-107.

[10]王渝明，王加滢，康红庆，等.聚合物驱分类评价方法的建立及应用[J].大庆石油地质与开发，2012，31(3):130-133.