渤海A油田聚合物驱动态规律分析及效果评价

2018-03-14谢晓庆陈冠中王旭东

重庆科技学院学报（自然科学版） 2018年1期

石爻谢晓庆陈冠中曾杨梁丹王旭东

(1. 海洋石油高效开发国家重点实验室，北京 100028； 2. 中海油研究总院，北京 100028)

聚合物驱提高采收率技术是海上油田高效开发新模式的关键技术之一[1-3]。为了及时了解海上油田聚驱实施效果及存在的问题，需要对开发过程进行动态分析，再根据结果采取调整措施，从而控制整个开发过程向预定目标发展，取得最佳效果。虽然中国陆上油田聚合物驱技术有许多理论成果与实践经验可以借鉴[4-9]，但海上油田的开发模式、注聚时机、油藏开发条件等与陆地油田均有很大区别，导致聚合物驱的注采动态规律和陆上油田亦不相同，因此，需要研究聚合物驱动态特征，以确保聚合物驱能达到预期效果。

渤海A油田A7井组J03井于2003年9月开展了单井注聚先导试验，首开海上油田聚合物驱的先河。在检验了聚合物满足海上油田注入性并取得良好增油效果的基础上，为了实现注聚合物的规模效应，再逐步对该井组实施扩大注聚。截至2016年底，A7井组已实施注聚合物的井9口，注入0.312倍孔隙体积，注入的质量浓度平均为 1 750～2 250 mgL。

1 聚合物驱动态规律分析

根据见效时间将A7井组生产阶段划分为见效前期和见效明显期，不同阶段表现出来的动态规律有所不同[10]。本次研究对A7井组在见效前期和见效明显期的动态规律进行分析。

1.1 注聚井注入压力变化

在注聚见效前期，A7井组注聚井的注入压力上升2.0～5.0 MPa，平均上升2.6 MPa，上升幅度为47%。其中，A19Iu和J14I油组由于维修熟化罐、检修注聚泵等原因停止注聚，注入压力出现短期下降；恢复注聚后，压力立刻回升。进入见效明显期后，注入压力随着注聚PV数的变化，主要表现为2种趋势：(1) 抬升到一定值后逐渐平稳；(2) 先下降后抬升并逐渐趋于平稳，压力基本都稳定在8.0～10.0 MPa，平均为9.2 MPa。属于第1种情况的井有A08Id、A13Id、J08Id、J10Id、J14I，属于第2种情况的井有A08Iu、A19Iu、A19Id、A13Iu、A21Iu、A21Id。相比见效前期，注入压力有所上升。

1.2 注聚井米视吸水指数变化

在注聚见效前期，A7井组注聚井的米视吸水指数明显下降，下降幅度约为注聚初期的10%～35%，平均下降幅度为26%。进入见效明显期后，大部分注聚井的米视吸水指数出现一定程度的下降或保持相对稳定，也有个别注聚井段米视吸水指数出现较大的波动变化，这与注聚实施过程中采取调剖、酸化等措施有关。

1.3 注聚井组产液量变化规律

在注聚见效前期，A7井组各小井组产液量随注聚PV数增大而逐渐上升(见图1)，上升的倍数为1.6～2.3，平均为1.9倍。这是因为多数油井采取了提液或酸化的措施使得产液量增加，而J14小井组因为受效井J10井转为注水井而产液量有所下降。

进入见效明显期后，大部分注聚井组的产液量先上升后逐渐下降(见图2)。其产液量上升主要是陆续有新井投产。J08、J10井因为转注聚时间较晚，所以在见效明显期的产液量没有由于新井投产而增加；A21、J14小井组产液量后期又有所下降，主要是由于K29、K23井注水后，产液量被重新劈分所致。

图1 见效前期日产液量随注聚PV数变化曲线

图2 见效明显期日产液量随注聚PV数变化曲线

1.4 注聚井组含水率变化规律

在注聚见效前期，A7井组多数小井组含水率随注聚PV数的增大出现缓慢升高后逐渐保持平稳(见图3)。进入见效明显期后，含水率变化规律分为3种类型(见图4)：(1)含水率先降低后升高，有明显的下降漏斗，注聚见效明显，如A08、A13井组；(2)含水率稳中有降，但并未出现明显的含水率漏斗，如A19、J08井组；(3)含水率逐渐上升，如A21、J10、J14井组。

其中，A19井组含水率在见效明显期出现1次大幅下降，主要是由于周围的生产井A12井进行了反洗井、L13井提频提高了产油量的原因；而含水率逐渐上升的井组，可能是由于周围的注水井K23、K29井开始注水，影响了注聚效果。

图3 见效前期含水率随注聚PV数变化曲线

图4 见效明显期含水率随注聚PV数变化曲线

1.5 注聚井组产油量变化规律

在注聚见效前期，多数小井组产油量保持平稳或略有上升(见图5)。其中，A08小井组由于受效井A07井和A03井停泵等原因导致产油量持续下降。进入见效明显期后，产油量和产液量变化规律类似，也出现先增加后逐渐降低的过程，并且由于含水率上升，各小井组产油量下降更为明显(见图6)。

图5 见效前期日产油量随注聚PV数变化曲线

图6 见效明显期日产油量随注聚PV数变化曲线

1.6 油井米产液指数随注聚时间的变化

在见效前期，A7井组受效井米产液指数下降幅度在10.2%～57.1%，平均为35.5%；在见效明显期，米产液指数在41.7%～71.9%，平均为61.2%。A7井组聚合物驱矿场试验生产动态表明，注聚合物后油井产液能力明显下降。

图7、图8为A7井组中心受效井A07井在见效前期和见效明显期的米产液指数随时间的变化曲线。A07井注聚前8个月米产液指数平均值为 1.6 m3(d·MPa)，注聚见效前期平均米产液指数为1.0 m3(d·MPa)，下降幅度为37.5%。进入见效明显期后，该井米产液指数从开始见效时的 1.3 m3(d·MPa)下降到0.5 m3(d·MPa)，下降幅度为61.5%。

图7 A07井见效前期米产液指数随时间变化曲线

2 增油效果评价

2.1 数值模拟法

根据储层研究成果建立油藏地质模型，经历史拟合后做出适当调整。其历史生产数据拟合率达到了85%，说明调整后的油藏静态模型基本可以描述油藏实际生产动态。通过数值模拟计算，可以预测聚合物驱和水驱的产油量差值，进而得到聚合物驱的增油量。截至2016年底，A7井组累计增油194.4×104m3。

图8 A07井见效明显期米产液指数随时间变化曲线

2.2 广适水驱曲线法

油田开发过程中通常采用水驱特征曲线评价油田开发效果。通常一种水驱曲线只反映一种含水率上升规律，如甲型、乙型、丙型、丁型4种水驱曲线。在使用这些曲线时，必须限定某些条件[11]。而广适水驱特征曲线可对应不同fw与R的关系，反映不同含水率上升规律[12-13]，因此采用广适水驱曲线对A7井组的增油量进行计算。

广适水驱曲线表达式为：

(1)

式中：NP—— 累计产油量，104m3；

WP—— 累计产水量，104m3；

a、q、NR—— 广适水驱特征曲线参数，无量纲。

根据A7井组的历史生产数据求取广适水驱曲线的特征参数。通过累计产水量、含水率拟合，得到渤海A油田最优q为1.119 2，a为1.572 3，NR为 1 432.2。根据a、q、NR等水驱曲线特征参数可计算当水驱含水率达到98%时A7井组的水驱累计产油量，再根据实际聚驱累计产油量数据计算出A7井组聚驱增油量为202.5×104m3，该值与数值模拟法计算的增油量相近。由此可以看出，注聚对改善油田开发效果、增加油田产量起到了重要作用。