海上稠油油田早期聚合物驱见效规律

邓景夫，李云鹏，吴晓慧，李金宜，刘 斌

(中海油(中国)有限公司天津分公司，天津 300450)



海上稠油油田早期聚合物驱见效规律

邓景夫，李云鹏，吴晓慧，李金宜，刘 斌

(中海油(中国)有限公司天津分公司，天津 300450)

针对海上稠油油田早期聚合物驱见效时间和见效规律与高含水期聚合物驱有较大差异的问题，运用油藏工程和数值模拟方法，结合生产动态分析，提出了水驱导数曲线法和数值模拟法来判别早期聚合物驱老井和新井的见效时间点。统计了SZ油田83口受效井的见聚时间和见效时间，得到单井见聚时间平均为2.1 a，见效时间平均为1.5 a。根据见聚时间和见效时间的不同，将早期聚合物驱的见效规律归纳为先见聚再见效、先见效再见聚、见聚即见效、不见效4种类型，并通过储层条件、井网形式等静态因素以及水聚干扰状况、注聚总量、井控储量、采液强度等动态因素对见效规律的影响进行了分析。对海上同类油田开展三次采油有借鉴意义。

早期聚合物驱；水驱导数曲线法；见聚时间；见效时间；见效规律；海上稠油油田

引 言

SZ油田是海上重质稠油油田，地面原油密度为0.958～0.982 g/cm3，地下原油黏度为50～250 mPa·s，水驱开发过程中注入水突进严重。为了解决这个问题，提出了海上油田“早期注聚”三次采油方案。目前，国内外对早期注聚合物的相关研究较少，中国渤海油田也仅是处于探索阶段。已开展的早期聚合物驱工业性试验也存在生产时间较短、开发实例较少等问题[1-5]。研究以SZ油田为代表，进行了早期聚合物驱规律研究。

1 聚合物驱效果评价

由SZ油田早期聚合物驱注入特征可知，注聚阶段阻力系数增加，注聚后平均阻力系数分布在1.1～2.1；注入压力上升，与注水阶段相比压力上升1.0～4.1 MPa；视吸水指数下降4.1%～57.3%；注聚合物后吸水剖面得到有效改善，包括吸水厚度的增加和吸水剖面的反转。由油田产出特征可知，单井含水出现了漏斗型和无漏斗型2种特征，但含水上升速度都得到了有效抑制。截至2014年底，SZ油田聚合物驱累计增油为223×104m3，累计少产水量为2 211×104m3，早期聚合物驱效果明显。

2 见效时间确定

2.1 老井早期聚合物驱见效时间点确定

鉴于早期聚合物驱含水率变化曲线受注聚时机的影响存在漏斗型和无漏斗型2种情况，是否出现含水率下降漏斗便不能作为判断注聚见效以及确定见效时间的唯一标准[6-7]。针对这种现象，将甲型水驱曲线公式求导，得到水油比导数随累计产油量的变化曲线，即水驱导数曲线。提出老井早期聚合物驱见效时间点，即当水驱导数曲线发生明显下降现象，则把开始下降的点定为见效时间点。由图1可知，A7井在累计产油为10.8×104m3时，水油比导数发生了明显下降，对应的时间为2010年4月，所以把这个时间点定为A7井的见效时间点。

2.2 新井早期聚合物驱见效时间点确定

对于注聚合物后新增的调整井，由于生产时间较短，无法利用水驱导数曲线法判别见效时间点，提出利用数值模拟法来判断新井的见效时间点[8]，即当聚合物驱含水率变化曲线相对于水驱出现明显分叉，含水率差值大于1%的时间点为见效时间点。由图2可知，K25井在2011年10月时，2条含水率曲线分叉，并且含水率差值大于1%，所以把这个时间点定为新井K25的见效时间点。

图1 A7井水驱导数曲线

图2 K25井聚合物驱、水驱含水率变化曲线

3 见效规律

SZ油田一线受益井为104口，其中见效井为83口，见效率达到79.8%，统计注聚受效井见聚时间和见效时间，单井的见聚时间主要分布在0.3～3.5 a，平均为2.1 a。单井见效时间主要分布在0.3～3.0 a，平均为1.5 a。根据见聚时间和见效时间的不同，将见效规律归纳为先见聚再见效、先见效再见聚、见聚即见效、不见效4种类型，分析其主要受储层条件、井网形式等静态因素以及水聚干扰状况、注聚总量、井控储量、采液强度等动态因素影响[9-11]。

3.1 先见聚再见效

出现先见聚再见效井主要在A7井组，A7井组储层厚度大、层数多，层间干扰严重。经过加密调整后，形成了井距为175 m、排距为350 m的行列井网。其中注聚井与注水井同时存在，并交错分布，存在严重的水聚干扰现象，聚合物溶液会被注入水稀释，黏度降低，并沿着注水的优势通道窜进，造成先见聚再见效的特征。这类井由于聚窜严重，所以采聚浓度曲线在初期就会出现峰值。先见聚再见效井组表现出注聚合物后含水上升的现象，A7井组注聚后含水从60%上升到70%，为解决这个问题，对采液强度低的井采取了提液引效措施(图3)，使聚合物驱能够动用较差储层，提液后含水明显下降，A7井组提液后含水从70%下降到62%。

图3 A7井组开采曲线

3.2 先见效再见聚

出现先见效再见聚井主要在A1井组(图4)。分析原因为A1井组注聚合物时机较晚，含水已达到80%左右，注聚合物后有效控制了注入窜流，并且A1井组注入浓度为2 250 mg/L，其他井组注入浓度为1 750 mg/L。截至2014年底，A1井组注聚合物总量为0.07倍孔隙体积，注聚合物量较其他井组大，A1井组没有加密调整，是井距、排距均为350 m的行列井网，单井井控储量大，平均单井井控储量达到9×105m3。因此，注聚合物后出现了明显的降水增油效果。

图4 A1井组开采曲线

3.3 见聚即见效

出现见聚即见效井主要在A7扩大井组(图5)。A7扩大井组是在A7井组的基础上，将注水井转注聚合物，实现扩大注聚，水聚干扰现象得到明显抑制，聚合物驱效果明显增强，含水呈现下降趋势。但A7扩大井组在2013年整体实施了提液措施，单井采液强度大，平均单井产液强度为7.6 m3/(d·m)，含水回升较快，见聚时间较快。

图5 A7扩大井组开采曲线

3.4 未见效井

一线受益井104口井中有21口未见效井，分析原因为：生产不正常，水聚干扰，受效距离远(断层遮挡)，聚窜失效，储层薄、物性差。

统计新增调整井和老井见效规律，发现新增调整井见效规律主要为先见效后见聚，主要因为新井射孔时避射了强水淹层，有效控制了聚窜现象，增强了聚驱效果；老井见效规律主要为先见聚后见效，主要因为注聚时老井优势通道发育，容易发生聚窜现象。

4 结 论

(1) 早期聚合物驱含水率曲线存在漏斗型和无漏斗型2种变化形式，是否出现含水率曲线下降漏斗不能作为判断海上油田早期聚合物驱见效的唯一标准。因此，提出老井见效时间点利用水驱导数曲线法确定，新井见效时间点利用数值模拟法确定。

(2) 统计了SZ油田83口受效井的见聚时间和见效时间，得到单井见聚时间平均为2.1 a，见效时间平均为1.5 a。

(3) 早期聚合物驱油井见效具有一定的规律性，总结为先见聚再见效、先见效再见聚、见聚即见效、不见效4种特征。

(4) 统计新增调整井和老井见效规律，新增调整井见效规律主要为先见效后见聚，老井见效规律主要为先见聚后见效。

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编辑 张耀星

20150116；改回日期：20150326

中海石油(中国)有限公司重大专项“渤海多元热流体、蒸汽吞吐、SAGD热采关键技术研究”(YXKY-2013-TJ-01)

邓景夫(1986-)，男，助理工程师，2009年毕业于大庆石油学院石油工程专业，2013年毕业于东北石油大学油气田开发工程专业，获硕士学位，现从事油气田开发方面的科研工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2015.03.033

TE345

A

1006-6535(2015)03-0128-03