渤海X油田早期注聚体系建立及效果评价研究

刘 斌，周海燕，张 伟，瞿朝朝，王永平

(中海石油(中国)有限公司 天津分公司，天津 300459)

渤海X油田2005年1月投产，同年9月油田开始注水。2006年3月对Ⅱ油组注水井X1实施单井化学驱试验。之后根据方案设计在2007年4月至2009年1月对Ⅱ油组5口注水井实施转注聚。2012年底扩大化学驱，新增Ⅱ油组两口注聚井，全油田共有注聚井8口。油田储层孔隙度主要分布在24.0%～33.0%，渗透率分布范围50.0～5 000.0 mD，主要集中在200.0～3 000.0 mD，具有高孔、中高渗的储集物性特征。油田的原始地层压力系数约为1.02 MPa/100 m，属于正常压力系统，原油属于重质常规油。鉴于X油田为渤海首个早期注聚油田，对于注聚效果评价并无成熟经验可循。本文从注入有效性和注聚增油效果两方面入手，建立注聚效果技术评价体系[1-5]。通过注聚有效性分析、注聚增油量计算等客观评价注聚效果，旨在为渤海后续注聚的推广及效果评价提供技术支持[6-10]。

1 注聚效果技术评价体系建立

建立注聚效果技术评价体系，分为两个部分：第一，注入有效性评价。1)注入能力：与注水相比，注剂后注剂井井口压力上升，或视吸水指数下降即为注剂有效；2)渗流阻力：阻力系数和残余阻力系数大于1.2即为注剂有效；3)吸水剖面：注入聚合物溶液后，吸水剖面改善，包括吸水厚度增加、吸水剖面反转。第二，注聚增油效果评价。1)注聚增油量评价，其中包括水驱曲线法、净降水法、数值模拟法和对比法；2)注聚降水指标评价，其中包括含水下降幅度和少产水量。

由于X油田为早期注聚，注聚增油量评价中的水驱曲线法、净降水法和注聚降水指标评价对其不适用，所以利用上述其他方法进行评价。

2 注入有效性评价

由于聚合物增大注入水黏度，减小油水流度比，导致流体在地层中的渗流阻力增大，注入压力迅速上升，视吸水指数下降，并同时建立起一定的阻力系数。

1)注聚井井口压力(见表1) 与水驱相比，注聚后8口注剂井井口压力均有所上升，注聚前井口压力0.1～10.3 MPa，平均为7.1 MPa，随着注聚方案逐步实施，注剂井井口压力逐渐上升至3.5～12.8 MPa，平均为10.3 MPa，较注聚前上升1.3～6.8 MPa，平均上升3.2 MPa。

表1 渤海X油田注聚井压力及吸水指数变化表

2)注聚井视吸水指数(见表1) 与水驱相比，注聚后注剂井视吸水指数均有所下降，注聚前18.2～114.0 m3·(d·MPa)-1，平均为84.7 m3·(d·MPa)-1，随着注聚的进行，注剂井视吸水指数下降至17.3～89.5 m3·(d·MPa)-1，平均为37.6 m3·(d·MPa)-1，降幅达4.9%～59.5%，平均降幅达到37.6%。

3)渗流阻力 注聚阶段的渗流阻力可通过阻力系数来表征。

①注水阶段的霍尔曲线斜率：基于单项稳态的牛顿流体的径向流方程，将霍尔积分项与累积注入量绘在直角坐标上，求出其斜率mh1。

②注聚阶段的霍尔曲线斜率：当地层内注入注聚溶液后，由于注入流体发生变化，在霍尔曲线图上的斜率也将发生变化，其变化幅度反映出油层渗滤阻力的增减情况，将霍尔积分项与累积注入量绘在直角坐标上，求出其斜率mh2。

③阻力系数计算：通过求取注水阶段与注聚阶段霍尔曲线斜率的比值，结果见表2。

8口注剂井在注聚的过程中，建立了一定的渗流阻力，阻力系数为1.1～3.6，平均阻力系数1.7，其大于行业标准1.2，可判断注聚具有有效性。

4)吸水剖面 水驱过程中，油井间形成优势渗流通道，实施注聚，溶液进入该层位渗流阻力逐渐增大，其他未吸水层位得到动用，吸水剖面逐渐趋于均匀。通过对比不同时间段的吸水剖面资料，认为渤海X油田注聚后剖面变化主要有两个特征：一是注聚初期吸水剖面得到改善，吸水剖面较为均匀；二是后期出现吸水剖面反转的现象，部分注剂井吸水厚度有所变薄。

表2 渤海X油田注剂井阻力系数统计表

注剂井X6井后期吸水剖面(见图1)测试结果表明，吸水剖面出现反转。在注聚过程中，化学剂首先进入渗流阻力较低的高渗透层，随着高渗层吸液量增加，化学剂滞留量增大，渗流阻力增加，吸液量减少。在保持注液速度恒定条件下，高渗透层渗流阻力增加会引起注入压力提高，进而导致中低渗透层吸液压差增加，吸液量增大，即达到了扩大波及体积目的。但由于化学剂进入中低渗透层后同样也会发生滞留，导致渗流阻力增加，并且增幅要远大于高渗透层。此外，考虑到储层发生破裂后会造成窜流，减小化学剂波及体积，矿场规定注入压力不能超过破裂压力，即破裂压力就是最高注入压力。因此，随中低渗透层渗流阻力即吸液启动压力增加，吸液压差就会逐渐减小，吸液量相应减少，即发生“剖面反转”现象。

3 化学驱增油效果评价与增油量计算

3.1 生产井见效特征分析

渤海X油田油井见效特征主要为两类：

1)部分受效井含水上升速度得到控制。以X10井为例，如图2所示，该井2005年5月投产至2008年4月，含水维持在10%以下，日产油200 m3左右，后期含水上升较为平稳，直至2015年8月，含水仍能维持在50%左右，日产油80 m3左右。该井虽在化学驱受效过程中未见明显的“降水漏斗”，但含水上升速度得到很好的控制。

2)部分受效井见到明显降水增油效果。以X11井为例(见图3)，该井自2008年3月开始出现明显降水增油现象，含水由80%下降至43%，日产油由212 m3上升至480 m3，日增油268 m3，该井含水后期平稳上升，含水控制在80%以内将近6年时间，截至目前累产油133.75×104m3。

3.2 化学驱增油量评价

1)数值模拟法 以实际产液量定液生产，输入化学驱相关物化参数，通过拟合实际含水，得到化学驱第i月阶段产油量Qpoi。在其它控制条件相同的情况下，将化学剂注入浓度设为0，预测出水驱情况下的第i月阶段产油量Qwoi。第i月的阶段增油量ΔQi等于化学驱阶段产油量Qpoi减去水驱阶段产油量Qwoi：

ΔQoi=Qpoi-Qwoi

(1)

累积增油量为：

ΔQo=∑ΔQoi

(2)

式中，i为化学驱见效后的月数，1,2,…n；Qpoi为第i月的化学驱阶段产油量，104m3；Qwoi为第i月的水驱阶段产油量，104m3；ΔQi为第i月的化学驱阶段增油量，104m3。

跟踪预测化学驱增油量，预计化学驱有效期截至2023年，有效期内化学驱累计增油141.03×104m3，提高采收率5.4%。

2)净增油法 净增油法即化学驱见效后月产油与见效前月产油的差值为当月増油量，由于净增油法未考虑水驱的递减，因此净增油法的计算值一般偏低。

计算净增油首先需要判断见效的时间点，根据渤海X油田化学驱见效特征，制定了以下见效标准：

①化学驱实施5个月以上；②单井含水出现连续下降，含水下降值3%以上；③在含水保持稳定的条件下，日增油量10%以上；④上述结果连续保持3个月以上。

利用净增油法计算单井的增油量，截至化学驱结束时，油田共有注剂井8口，周边油井24口，受效井21口，见效率88%。净增油法计算累增油57.80×104m3。

4 结论

1)从注入有效性和注聚增油效果两方面入手，建立注聚效果技术评价体系。

2)由于聚合物增大注入水黏度，减小油水流度比，导致流体在地层中的渗流阻力增大，注入压力迅速上升，视吸水指数下降，并同时建立起一定的阻力系数，注水井吸水剖面得到一定的改善。

3)生产井见效特征分为两类，部分受效井含水上升速度得到控制，部分受效井见到明显降水增油效果。

4)利用数值模拟法和净增油法评价注聚效果，数值模拟法有效期内化学驱累计增油141.03×104m3，提高采收率5.4%；净增油法计算累增油57.80×104m3。