相渗曲线判断聚合物驱转注聚时机的应用方法

2020-05-06朱诗杰施雷庭李延礼薛新生叶仲斌

油气藏评价与开发 2020年2期

朱诗杰，施雷庭，张健，李延礼，王刚，薛新生，叶仲斌

（1.西南石油大学油气藏地质与开发工程国家重点实验室，四川成都610500；2.中海油研究总院海洋石油高效开发国家重点实验室，北京100027；3.中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津300459）

“海上油田高效开发新模式”成功的矿场应用说明了聚合物驱早期注聚理论的正确性[1-4]，但是转注时机的选择依然存在着一定的差异性[5]。主要是由于研究方法和目标油藏特征的差异造成。研究多是采用聚合物驱油实验和油藏数值模拟针对某个特定油藏条件所开展的不同聚合物注入时机的研究[6-8]。近年来，也有学者从油聚和油水相渗机理入手，结合油藏工程方法研究了渤海绥中36-1油田的聚合物驱转注聚时机，认为其最佳转注聚时机的含水率应该是在聚驱和水驱无因次采油指数之差的最大值与含水率上升速率的最大值之间，其研究结果也得到了驱油实验和油藏数值模拟的印证[9-11]。应用该方法在分析其他油藏条件时，含水率上升速率的最大值与聚驱/水驱的无因次采油指数最大差值之间没有必然的关系，完全受相渗曲线的数据影响。因此，基于相渗数据和油藏工程分析，该方法在判断注聚时机不能进行统一的应用判定，要根据实际情况作出进一步的分析。

对不同油藏的油/水相渗曲线进行油藏工程方法分析，对比各参数条件对聚合物驱转注聚时机的影响，构建出一套可以合理判断聚合物驱转注聚时机的方法，为聚合物驱早期注聚的发展应用提供帮助。

1 实验部分

1.1 实验条件

选择了BZ、SZ、JZ、QHD 四个油藏条件进行相渗曲线特征分析[12-15]。其中，BZ 油藏是高孔中高渗的稀油油藏，SZ是中高渗的稠油油藏，JZ是高孔高渗的稀油油藏，QHD 是特高渗的稠油油藏。相关的相渗实验条件如下：

1）实验岩心：选取了BZ、SZ、JZ、QHD 四个油藏的天然岩心，其基本数据见表1。

2）实验温度：BZ油藏的温度是60 ℃，JZ油藏的温度是50 ℃，QHD 油藏的温度是40 ℃，SZ油藏的温度是65 ℃。

表1 不同油藏的岩心基础数据Table 1 Core basic data of different reservoirs

3）实验用水：各油藏的水质组成如表2所示。在油藏温度条件下注入水黏度分别为0.49 mPa·s、0.60 mPa·s、0.62 mPa·s、0.49 mPa·s。

4）实验用原油：取原油与柴油稀释混合配制目标油藏的原油黏度，分别为6.04 mPa·s、12.17 mPa·s、78.00 mPa·s、122.80 mPa·s。

5）实验设备：ISCO 260D Syringe Pump 微量泵，CS1013 型电热鼓风恒温干燥箱，Sartorius 精密天平，IKA-RW20 型电动搅拌器，容量为3 000 mL 的活塞中间容器，Senex压力传感器，手摇加压泵，Brookfield DV—Ⅲ布氏黏度计，尺寸为φ25 mm×100 mm的岩心夹持器。

1.2 实验方法

非稳态法测定相渗曲线的实验步骤如下[16]：①将岩心置入岩心夹持器后，加围压至7 MPa 左右，并在目标油藏温度条件下恒温老化3 d，测定岩心的水相渗透率；②用油驱水法建立束缚水饱和度：先用0.1 mL/min 进行油驱水，再逐渐增加驱替速度至0.2 mL/min、0.5 mL/min 和1 mL/min 直至岩心两端压差平稳，建立束缚水饱和度并记录饱和压力，计算束缚水状态下的油相有效渗透率；③水驱油：以1 mL/min的恒定流速进行水驱油实验，在岩样出口端准确记录见水前的无水期采油量、见水时间、见水时的累计产油量、累计产液量和岩样两端的压力差随时间的变化关系，待出口端含水饱和度达到99%以上且压差稳定时结束实验；④用改进的“J·B·N”数据处理方法，即等油水静置一段时间后进行计量，能较大程度提高计量精度，使得测定曲线更加接近于真实情况。相渗实验流程见图1。

表2 不同油藏的注入水水质组成Table 2 Water quality composition of injection water in different reservoirs mg·L-1

图1 相渗实验流程Fig.1 Flow of infiltration experiment

数据处理方法：应用油藏工程方法进行相渗曲线的分析，主要包括含水率及上升速率、无因次采液（油）指数变化特征、流度比等方面的计算分析[17-19]。

2 结果与分析

2.1 不同油藏的相渗曲线特征

四个油藏的相渗曲线特征见图2。

从图2中可以看出，油藏的物性差异导致油水相渗曲线差异较大，通过对相渗数据的5个特征参数分析，结果见表3。

图2 四个油藏条件下的相渗曲线特征Fig.2 Characteristics of relative permeability curves for four reservoirs

表3 四个油藏相渗曲线的特征参数Table 3 Characteristic parameters of relative permeability curves for four reservoirs

通过图2和表3可知油藏的油水相渗曲线特征各异，其代表着不同的水驱渗流特征。基于油藏工程方法进一步对比分析可知：①BZ和JZ具有较高的束缚水饱和度，其数值大于残余油饱和度，表现出亲水岩性，意味着水驱效率较低，而QHD 和SZ 则呈现出亲油岩性，但是SZ的残余油饱和度达47.5%，水驱的可采储量相对较少，对比计算可得水驱采收率效果最佳的是QHD；②从等渗点饱和度分析，也呈现出了BZ和JZ的亲水特征，QHD和SZ的亲油特征；③等渗点的相渗透率越高，说明两相渗流能力越强，其中，BZ 和SZ 等渗点的相渗透率值明显偏小，JZ 表现出的两相渗流能力最强；④对比残余油饱和度下的水相渗透率，JZ 油藏残余油饱和度下的水相渗透率达到0.844，其在高含水条件下的水相渗流能力较强，驱油效果变差。

2.2 不同相渗参数对注聚时机的影响

2.2.1 含水率及其上升速率的影响

通过相渗曲线数据计算的含水率关于采出程度的变化特征见图3a，含水率上升速率关于含水饱和度的变化特征见图3b。

图3a中，4个油藏表现出了不同的含水率变化规律，原油黏度较高的SZ和QHD油藏的含水率上升较快，表现出明显的“凸型”水驱曲线特征，与之对应的就是低黏度油藏的BZ和JZ，表现出“凹型”水驱曲线特征。含水率上升越快，说明越需要聚合物的流度控制作用，聚合物的转注时机越提前。

图3b对比了含水率上升速率，含水率上升速率通常被应用于描述水驱前缘中，表征水驱过程的含水率上升速度的快慢，上升速率越大，含水率变化越快。施雷庭[20]认为驱油过程中含水上升速率越大，越不利于聚合物驱的流度控制，聚合物驱应该在含水率上升速率达到最大值之前。其中，SZ 的含水率上升速率最大值最高，说明其流度比变化较大，流度控制的需求最为迫切。

图3 含水率变化特征Fig.3 Characteristics of water cut variation

以此转注时机应该是在含水率上升速率最大值之前为依据判断，BZ、JZ、QHD、SZ四个油藏转注时机对应的含水率分别是＜75%、＜78%、＜74%、＜34%。

2.2.2 无因次采液（油）指数的变化特征

无因次采液指数的变化特征结果见图4。

图4 无因次采液指数变化特征Fig.4 Characteristics of dimensionless fluid extraction index variation

图4中JZ、QHD、SZ三条曲线均是随着含水饱和度的增加，表现出上升的趋势。说明目标油藏在水驱开发过程中，随着开发的进行，油藏的产液能力呈现上升趋势。其中JZ的产液指数在初期的变化不明显，分析认为聚合物驱应该在其产液能力明显增加的时候开展，以避免聚合物驱的产液量下降，即含水率67%以后开展聚合物驱。而BZ出现了先下降再上升的趋势，整体表现出较低的产液能力，这意味着BZ油藏在注水开发过程中的产液能力存在问题，聚合物驱的开展会对产液能力产生更加明显的影响。那么，如果开展聚合物驱技术，就应该避开产液低谷值，也就是说对于BZ油藏而言，在含水率80%开展聚合物驱。

无因次采油指数的变化特征如图5所示。

图5 无因次采油指数变化特征Fig.5 Variation characteristics of dimensionless oil recovery index

图5中的4 条无因次采油指数曲线均表现出随着含水饱和度的增加而快速下降。虽然表现出一致的下降曲线趋势，但是各曲线间存在明显的差异，而且难以进行相互之间的对比。含水率上升速率的偏导函数分析方法见式（1），求无因次采油指数关于含水饱和度的偏导函数（取绝对值分析，在这里由于是负值，那么就需要反向讨论）。

式中：Jo'D为无因次采油指数关于含水饱和度的偏导函数；dSoD为无因次采油指数的偏微分；dSw为含水饱和度的偏微分。

无因次采油指数偏导函数的绝对值表示的意义，可以定义为无因次采油指数随着含水饱和度变化的变化速率大小，越靠近0，说明变化速率越小。计算分析结果如图6所示。

图6 无因次采油指数关于含水饱和度的偏导数Fig.6 Partial derivative of dimensionless oil recovery index with respect to water saturation

从图6中可以看出，对无因次采油指数曲线进行求偏导后出现不同的变化特征。从曲线特征上的直观分析是QHD 和JZ 两条曲线是先上升后下降的变化规律，呈现出单峰特征，不同于SZ 和BZ 两条曲线呈现直接下降的趋势。结合图5分析可知，虽然无因次采油指数随着含水饱和度的增加而呈现下降趋势，但是QHD 和JZ 的变化速率是先上升再下降，这表明这两个油藏在水驱过程中，存在一段开发时间对水驱采油效果有着比较明显的影响，无因次采油指数的偏导函数的上升，使其远离0 点，说明其具有较大量的原油采出，分析认为应在该时刻充分发挥水驱开发效果，然后再开展聚合物驱技术。

所以，对于JZ 和QHD 两个油藏而言，聚合物驱转注时机应不早于含水饱和度0.464 和0.261，其对应的含水率分别是77.9%和86%。而BZ 和SZ在这方面就没有聚合物驱注入的最早注聚时机的限制。

2.2.3 油水流度比的变化特征

因为在束缚水饱和度条件计算的流度比等于0，所以从第二个饱和度点绘制可以获得图7a所示的流度比变化特征，可以发现只有SZ和BZ两条油水流度比曲线有小于1 的区域。为了更好地表征流度比变化的规律性，在束缚水饱和度点取（流度比）M=0.1进行绘制，结果如图7b所示。

油水流度比是指驱替相与被驱替相的流度比值，不仅影响面积波及效率，也影响体积波及系数。当油水流度比＞1时，说明驱替液的流动能力比原油的流动能力大，会发生较为明显的“指进”和“舌进”，不利于驱替。因此，控制流度比≤1 是最能够发挥驱替效果的。结合图7b 所示的油水流度比变化特征，认为可以充分发挥有利流度比的水驱过程，再开展聚合物驱进行流度控制。实际生产过程中，油水流度比很难控制在1 以内。当然，油水流度比越低，驱油效果越好，聚合物驱的作用也是为了控制不利的油水流度比，在较低油水流度比条件下是更有利于聚合物的流度控制作用的发挥。

图7 不同含水饱和度下的流度比Fig.7 Mobility ratio at different water saturation

所以，将油水流度比≤1 作为分界线，四个油藏（BZ、JZ、QHD、SZ）的转注聚时机应该是含水饱和度分别为＜0.51、＜0.42、＜0.18、＜0.20，其对应的含水率分别为＜56%、＜57%、＜62%、＜57%。

2.3 不同参数指标下的转注聚时机

整合上述所有参数指标对于转注时机的影响进行了列表对比，见表4。基于油藏工程原理对其的理论转注时机进行流度控制的分析判断中，由于油藏条件的不同，各项指标分析出的结果存在差异。因此，在该方法应用过程中充分考虑油藏生产的实际情况，作为室内实验和数值模拟的补充方法，进行转注聚时机的判断。

表4 不同参数下的转注聚时机判断指标Table 4 Judgment index of polymerization injection timing under different parameters

从表4可知：①BZ 油藏由于生产过程中采液能力的不足，限制了聚合物驱的提前注入，转注聚时机是含水率80%以后；②JZ 油藏是高孔高渗的稀油油藏，应该以控制含水率上升速率为核心，所以转注聚时机应该在含水率77.9%～78%之间；③QHD 油藏是特高孔渗的稠油油藏，流度比上升极为迅速，控制流度是首要目的，所以转注聚时机是含水率62%之前；④SZ油藏是中高渗的稠油油藏，控制含水率上升和流度比相对重要，所以转注聚时机是含水率34%之前。

整体上可以根据矿场实际需要进行一个标准排序，再进行转注聚时机的判断。例如在油田开发的实际过程中，以产量为核心的标准排序是：无因次采油指数＞无因次采液指数＞含水率上升速率＞油水流度比，即四个油藏的聚合物注入时机是含水率分别为＞80%、＞79.9%、＞86%、＞34%；又例如以理论为基础，提高油藏最终采收率为核心的指标是油水流度比＞含水率上升速率＞无因次采液指数＞无因次采油指数，即四个油藏的聚合物注入时机是含水率分别为＜56%、＜57%、＜62%、＜57%。