渤海油田聚合物驱储层吸水剖面变化特征及影响因素研究

耿娜，杨东东，刘小鸿缪飞飞，邱婷

海上油田由于储层纵向非均质性强，注采井距大，使海上聚合物驱 （以下简称 “聚驱”）有着更多的挑战性。在聚驱过程中，注聚井的吸水剖面变化能直观地表现储层的进一步动用情况，同时，聚驱对中低渗透率层位的吸水剖面改善程度将会直接影响聚驱的效果[1～3]。通过对注聚井各个层位吸水量的统计，发现在注入聚合物之后，有的井吸水量分布更加不均匀，聚驱加剧了这一类井的层内、层间非均质性；另外有些井虽然储层的吸水量在聚驱后有所调整，但是随着聚驱的不断进行，其储层吸水量呈现周期性变化[4，5]的特征，吸水剖面是评价聚驱效果最直观的现场数据，因此，研究聚驱过程中吸水剖面的变化规律以及引起吸水剖面变化的原因，可以帮助提高聚驱的整体开发效果。

1 聚驱储层吸水剖面变化特征

目前渤海油田聚驱正处于规模化试验阶段，共有3个试验区。从辽东试验区的5口聚驱井及绥中试验区的7口聚驱井的吸水剖面资料来看，在聚驱过程中，各储层的吸水剖面变化并不完全是高渗透层吸水量随着聚驱的进行不断下降，中低渗透层随着聚驱的进行吸水量不断上升。从注聚井吸水剖面在注聚前后的变化规律来看，可分为以下2类。

1.1 聚驱后中低渗透层的吸水量增加

从统计的聚驱试验区12口井的资料来看，中低渗透层相对吸水量明显呈周期性改善的井共有8口，占统计井数的67%。以绥中试验一区P2井为例，其吸水剖面变化如图1所示。该井注入层位为东营组东二下亚段Ⅰ下油组的3个小层，3个小层渗透率在纵向上按照低渗－高渗－中渗复合韵律模式排列。其地层系数级差 （即高渗透层与中、低渗透层地层系数之比）分别为2.38、3.43。从图1可以看出，随着聚驱的不断进行，高渗透层相对吸水量先降低而后出现升高之后大幅度降低，中渗透层相对吸水量先升高而后降低之后再升高，低渗透层相对吸水量在高渗透层相对吸水量剧烈降低后出现明显的增加，聚驱改善吸水剖面效果明显。分析主要原因是随着聚合物的不断注入，高渗透层的渗流阻力增加，促使聚合物吸入中低渗透层，但是由于中低渗透层吸入少量聚合物就可使其阻力系数大幅度上升，从而导致聚合物又吸入高渗透层，随着聚驱的不断进行，聚合物在高中低渗透层间出现周期性重新分配。

图1 绥中试验一区P2井吸水剖面变化图

1.2 聚驱后中低渗透层的吸水量剧烈降低

从目前统计的井来看，该类型井共有4口，占总统计井数的33%。现以绥中试验二区的P3井为例，其吸水剖面的变化如图2所示。该井注入层位为东营组东二下亚段Ⅱ油组的3个小层，纵向上3个小层渗透率按照低渗－高渗－低渗的复合韵律模式排列，其地层系数级差分别为15.3、29.15。从图2中可以看出，随着聚驱的不断进行，高渗透层相对吸水量不断增加，中低渗透层的吸水量不断减少直到不吸水，聚驱效果差，没达到改善吸水剖面、增大波及体积的效果，分析主要原因是该井层间非均质性强，高渗透层吸水能力强，聚合物在高渗透层的渗流阻力较小，不足以产生有效的可以使后续聚合物转向的阻力，导致聚合物无法进入中低渗透层，从而加剧了储层的非均质性，使聚驱开发效果变差。

图2 绥中试验二区P3井吸水剖面变化图

2 影响吸水剖面变化的因素研究

2.1 地层系数级差的影响

储层的物性直接影响着聚驱的试验效果，在保证聚合物注入体积倍数相同的情况下，着重考虑了各储层渗透率及厚度对聚驱过程中吸水剖面的影响，具体表征参数采用地层系数级差。从统计的绥中试验区6口聚驱井低渗透层相对吸水量增量随地层系数级差的变化关系 （图3）来看，当地层系数级差为2.8～3.5时，P2井、P4井、P5井的低渗透层相对吸水量增加了25%～38%；当地层系数级差为1.3时，低渗透层相对吸水量仅增加7%；当地层系数级差为25.0、29.2时，聚驱时低渗透层的相对吸水量增量呈现负值，表明聚驱加剧了储层间的非均质性，所以，仅从地层系数级差对聚驱后吸水剖面改善程度来看，地层系数级差过大是不利于聚驱的。

图3 绥中试验区聚驱井低渗透层的地层系数级差对吸水剖面的影响

相对吸水量增量是用聚驱中低渗透层相对吸水量改善后的峰值减去未聚驱时该层相对吸水量计算而得，表征低渗透层在聚驱后吸水剖面及波及体积的改善程度。如果该值大于零，表明聚驱后低渗透层相对吸水量明显增加，吸水剖面得到改善，波及体积增加；如果该值小于零，表明聚驱后该井低渗透层的相对吸水量明显减少，聚驱效果差，并且加剧了储层非均质性。

2.2 聚合物注入量的影响

一般来讲，聚驱要对储层纵向上的吸水剖面有较好的调整效果，除了保证各储层间存在比较合适的地层系数级差外，保证聚合物的注入量，使其可以产生足够使后续流体转向的阻力也很重要。因此，在保证地层系数级差一定的条件下，研究了注入量的变化对吸水剖面的影响，结果见图4。

图4 绥中试验区3井相对吸水量变化

由图4可以看出，随着聚合物累积注入孔隙体积倍数的增加，中低渗透层的相对吸水量在最初都呈增加的趋势，当相对吸水量增加到一定程度后开始下降，而后当吸水量下降到最低点后，随着聚合物的注入相对吸水量又开始增加，出现周期性的变化。产生这种现象的原因主要是，在聚驱初期，由于大量的聚合物优先进入渗流阻力较小的高渗透层，导致后续聚合物渗流的阻力变大，致使其转向进入渗透率较小的层位，具体表现就是渗透率较小的层位相对吸水量呈持续增加的趋势；随着聚合物的继续注入，渗透率较小层位的渗流阻力变得很大，致使后续的注入流体转向逐渐又进入高渗透层，具体表现就是渗透率较小的层位相对吸水量开始逐渐下降；此时大量的聚合物涌入高渗透层，又导致高渗透层渗流阻力增加，从而使后续注入聚合物又转向进入渗透率较小的层位。如此周期性地调整中低渗透层的吸水剖面，改善储层纵向上的非均质性。根据这些规律，可以定性地判断中低渗透层的相对吸水量随着注入孔隙体积倍数的变化规律，这些规律可以作为研究聚驱过程中一些措施实施的参考依据，也可以根据吸水剖面随孔隙体积倍数的变化，结合一些现场的动态资料，进行聚驱见效时间及见效期的研究。

图5 辽东试验区2个聚驱井组低渗透层吸水剖面柱状图

图6 辽东试验区2个井组的日产油变化曲线

3 吸水剖面的改善对聚驱效果的影响

通常情况下，聚驱后储层中低渗透层吸水剖面的变化是表征聚驱是否见效的一个重要标志。图5显示了辽东试验区的2个聚驱井组的低渗透层吸水剖面在聚驱后发生的变化，可以看出，A1井组在聚驱后吸水剖面得到了比较好的改善，相对吸水量增加近65%；而A2井组在聚驱后低渗透层的相对吸水量没有得到增加，反而大幅度降低，降幅达到40%多。图6显示了A1、A2井组日产油变化情况。

综合图5和图6可以看出，相同时间段，当A1井组低渗透层相对吸水量显著增加时，即是该井组日产油量大幅度增加的时候。因此，通过分析聚驱过程中不同时刻中低渗透层吸水剖面的变化和对应生产井的日产油量变化，可以定性判断聚驱在该井区的见效情况。

4 结论

1）储层的地层系数级差是决定聚驱是否有效的决定性因素，在实行聚驱时，应该避免对地层系数级差过大的井直接注聚。如果避免不了，也应该先对该类井进行深部调剖而后再考虑注聚。

2）对于聚驱后吸水剖面发生明显好转的井，应着重关注中低渗透层聚合物注入量随吸水剖面的变化规律，在相对吸水量下降时采取一定的措施 （分层聚驱、调剖或者加大聚驱量）来加强聚驱效果。

[1]侯维虹 .聚合物驱油层吸水剖面变化规律 [J].石油勘探与开发，2007，34（4）：478～486.

[2]王冬梅，韩大匡，侯维虹，等 .聚合物驱剖面返转类型及变化规律 [J].大庆石油地质与开发，2007，26（4）：96～102.

[3]汪洪，乔方，于春涛 .影响调剖效果因素的分析 [J].钻采工艺，2008，31（增）：65～71.

[4]孙宝京 .滩海油田水井调剖效果的数理统计分析 [J].中外能源，2008，13（4）：61～65.

[5]唐长久，孙建华，杨昌华，等 .中原高含水油田调剖、调驱技术研究 [J].大庆石油地质与开发，2005，24（1）：70～75.