渤海稠油油田聚合物驱阶段注采特征研究

敖文君，阚 亮，田津杰，王成胜,2，陈 斌，吴雅丽，吴彬彬

(1.中海油能源发展股份有限公司 工程技术分公司，天津 300452; 2.海洋石油高效开发国家重点实验室，北京 100028)

0 引言

聚合物驱是渤海稠油油田高效开发的方式之一，聚合物驱通过增加水相的粘度，改善流度比，从而可以有效的提高波及效率，降低残余油饱和度，提高原油采收率[1-3].影响聚合物采出程度的因素有很多，如注入时机、注入参数、储层非均质性、聚合物溶液性能、地层流体性质等，不同的因素会对聚合物驱开采效果不同[4-6].但与陆地油田不同，海上油田因受到开发时间和空间的限制，海上平台空间小，且开发寿命有限、开发投资风险也高[7,8].因此，相比于陆地油田一般在水驱98%以后才开始转注聚合物，海上油田为了在较短的时间内取得最大的经济效果，其注聚时机更早，注聚时机是影响海上聚合物驱较重要的一个因素.

本文以渤海某一注聚普通稠油油田为基础，该油田具有密度大，粘度高、胶质沥青含量高等特点，属于重质稠油，地层原油粘度在37.5～154.2 mPa·s之间，平均地层原油粘度为95.2 mPa·s，同时，该油田区块非均质性严重，孔隙度在28%～35%之间，平均孔隙度31%，渗透率主要分布在250～6 500×10-3μm2之间，具体可分为低、中、高三个区间，渗透率变异系数范围为0.2～1.0，平均变异系数为0.62，主要渗透率级差范围为3～13，平均渗透率级差为6.该油田在早期(含水率<75%)开始注聚，注聚后产液下降20%～34%，含水平稳，产油下降36%～48%，严重影响了聚驱的效果.同时在聚合物驱的过程中，因油层非均质性强，聚合物的注入使渗流阻力增加，注聚井压力升高，油井产能释放困难，因此有必要针对该目标油田的特征，开展聚合物驱阶段产液变化特征，为海上注聚油田产液下降以及含水上升等问题提供指导意见.本文以该油田为基础，通过室内物理模拟实验与数值模拟方法，研究了不同注聚时机下，聚合物驱过程中含水率、压力、产液指数以及驱油效果的变化特征.

1 实验部分

1.1 实验装置及参数

物理模拟驱油实验装置主要由驱替系统(ISCO高压高精度柱塞泵)、加热保温系统(FY-3型恒温箱)、压力采集系统(精密压力传感器，精度0.0001MPa)、以及液量采集系统组成，驱替系统、加热保温系统以及压力控制系统通过计算机实时监测注入液量、温度以及压力等数据的变化，减少误差，保证测量精度.实验参数主要如表1所示.

表1 实验参数

1.2 实验方案

岩心饱和油后进行驱油实验，方案一，直接注0.3 PV聚合物后转后续水驱实验，至含水率为98%；方案二、三、四，当产出端含水率分别为42%、58%、75%时，转注聚合物溶液0.3 PV，然后再后续水驱至含水率98%，记录整个驱替过程中压力、产液量、产油量的变化，并计算得到含水率、产液指数的变化规律以及驱油效率.

1.3 实验结果与分析

1.3.1 不同注聚时机下，含水率的变化特征

从图1的含水率变化曲线可以看出，饱和油后直接注聚时，注入聚合物0.28 PV后油井才开始见水，而在含水42%、58%、75%时转注聚合物方案下，油井在注水0.08 PV左右时就见水，采用直接注聚方式，油井见水时间得到很大推迟，这也保证了直接注聚采收率更高,其原因是，直接注聚时，聚合物体系直接进入高渗透率层，对高渗透率层进行了有效的封堵,转水驱后,因发生剖面反转[9],使中、低渗透率层在水驱初始阶段就得到了有效的动用.

在直接注聚条件下，油井见水后，含水率迅速单调上升，没有出现含水率曲线的下降漏斗现象.随着注聚合物前水驱注入量的逐渐增加，含水率曲线具有下降漏斗现象.同时可以看出，转注聚时间越早，含水率曲线下降漏斗最低值越下，水驱含水率42%、58%、75%条件下，下降漏斗的最低含水率分别为27.27%、38.75%以及44.72%.由此可见，越早注聚，越有利于含水率的降低，对于海上油田，在油藏条件与经济条件允许的情况下，应尽可能的采取早期注聚.

图1 不同注聚时机下含水率的变化曲线

1.3.2 不同注聚时机下，采出程度与产油量的变化特征

图2、图3为不同注聚时机条件下，驱油效率与产油量的对比曲线.由图2可知，转注聚时机越早，采收率越高，且达到同一采收率所需要的注入体系PV数越少.结合图3的产油量变化曲线也可以看出，注聚时机越早，产油量的高产期越早，这是因为注聚时机越早，高渗透率层得到有效封堵，中、低渗透率层动用程度越早，聚合物段塞在高渗透率层吸附滞留时间更长，中、低渗透率层中更多原油被驱替[10,11]，油井见水更晚，使得低含水以及无水的稳定产油期得到延长.这与含水率变化曲线中的下降漏斗具有相对应的关系，也说明了对于海上油田，由于平台寿命比陆地油田短，从加快开采速度、日产油量以及无水与低水产油期考虑，在较低含水期转注聚合物，在保证经济效益的同时，还可以明显的提高原油采收率.

但提早转注聚的时机还要根据目标油田的实际特征进行，虽然注聚时机越早，油田最终的采收率越高，但同时，注聚时机越早，所造成的井底压力会越高，早期投入的设备与设施成本也会更高，因此，油田在早期注聚时，一般都会先进行注水开采一段时间，以此来防止早期注聚井底压力过高的问题.针对渤海稠油油藏出现的产液下降，产能释放困难等问题，在采取提早转注聚时机时，应同时考虑油藏现阶段开采特征及经济效益进行选择.

图2 不同注聚时机下采出程度的变化曲线

图3 不同注聚时机下产油量的变化曲线

1.3.3 不同注聚时机下，产液指数的变化特征

对于注聚油田，聚合物驱过程中的产液变化规律一般通过油田开发过程中的产液指数的变化来判断，针对渤海注聚油田产液下降问题，对比分析了不同注聚时机下，注聚合物过程中产液指数的变化规律(如图4所示).结果表明，在水驱阶段，产液指数随体系注入PV数的增加，而迅速上升，注入聚合物后，产液指数快速下降，在注聚结束进行后续水驱时，产液指数又立刻增大.产生这种变化的主要原因是，注入聚合物后，因体系粘度增加，聚合物体系对原有的高渗层进行封堵，注入压力压力升高，原油在储层内聚集，并形成了油墙[12]，受到聚合物的挤压，缓慢向生产井运移，导致生产井产液量降低，而注入井压力升高，所以产液指数较低.

同时还可以看出，产液指数随注聚时机的延后，下降延后，从注入聚合物开始，在体系注入PV数小于2.0 PV时，转注时机越早，产液指数越高，体系注入PV数大于2.0 PV后，转注时机越早，产液指数越低，这与含水率的以及采出程度变化曲线具有相似的关系.因此针对产液量下降问题，可以根据目标油田的实际生产特征，选择合理的转注聚时机进行提早注聚，避免产液下降太低，影响最终的开采效果.

图4 不同注聚时机下产液指数的变化曲线

2 数值模拟

结合油田的实际生产状况，选取注聚时机为含水率70%时，利用Eclipse数值模拟软件建立数值模拟模型进行产液特征研究，并对比了不同注采方式对开采效果的影响.

2.1 模型参数

数值模型为三层非均质平面模型，网格数71×71×3(井距350 m)，渗透率分别为3 700 mPa·s、1 600 mPa·s、600 mPa·s，注聚主要开发参数为注聚浓度2 000 mg/L、粘度12 mPa·s，残余阻力系数1.5，注采比1∶1，不可及孔隙体积0.18.

2.2 数值模拟结果

图5、图6为通过数值模拟得到的注入过程中，不同井压力、含水率以及产液指数的变化规律.从图5可以看出，注入0.3 PV聚合物后，注入井压力快速上升，但生产井含水率并不是随聚合物的注入立刻就降低，而是有一定的延迟时间，而生产井的井底压力在注入聚合物后出现了下降的现象，产生这种变化的原因是，在注入聚合物后，因聚合物溶液粘度高，并不像注入水一样，已经在油藏内形成了优势通道，而是在注入井附近聚集，并向注入井周围波及，扩大了注入体系的波及范围.产生的结果是原油在油层内富集聚并，逐渐形成油墙，在聚合物的作用下，油墙被推向生产井方向移动，生产井的能量得不到补充，这样当油墙推至边井角井附近时，边井、脚井含水率开始下降，同时井底压力也下降.

结合图6产液指数的变化规律也可以看出，产液指数与含水率的变化具有同步的关系，注一定量聚合物后产液指数才开始下降，聚驱结束转后续水驱后，产液指数开始快速上升.而只水驱，不注聚合物时，并不会出现产液指数下降的现象[13,14]，由此也可以说明，聚合物驱过程中的产液下降是一个正常的现象，但产液下降有一个合理的下降范围.超过或者低于这个范围都有可能是产液下降异常，因此，有待进一步研究聚合物驱异常的影响因素，确定产液下降的合理幅度，才能更好的解决海上聚驱油田产液下降的问题.

图5 注入压力与含水率的关系曲线

图6 产液指数与含水率的关系曲线

3 注采方式对开采效果的影响

目前渤海该目标油田的注聚时机为含水率70%时转注聚，针对该目标油田注聚注采特征的变化，在此基础上，研究了不同的段塞组合方式对开采效果的影响.注采方式为以下三种：

方案一：水驱至含水70%+注0.3 PV聚合物(浓度1 750 mg/L)+后续水驱至含水98%；

方案二：水驱至含水70%+注0.1 PV聚合物(浓度2 250 mg/L)+ 0.1 PV聚合物(浓度1 750 mg/L)+ 0.1 PV聚合物(浓度1 000 mg/L)+后续水驱至含水98%；

方案三：水驱至含水70%+注0.1 PV聚合物(浓度1 000 mg/L)+ 0.1 PV聚合物(浓度1 750 mg/L)+ 0.1 PV聚合物(浓度2 250 mg/L)+后续水驱至含水98%.

不同段塞组合方式对采收率的影响见表2所示.由表2可知，三种段注入方式下，最终的采收率分别为49.69%、54.24%、51.06%，变黏度多段赛注入提高采收的程度均比单一段塞高，但驱油效果最好的是段塞组合方式是先高黏度，再阶梯低粘度驱，其最终采收率比其余两种方式分别提高4.58%、3.21%，其原因是先高浓度驱，可以优选对高渗透率层进行有效封堵，低浓度聚合物可以顺利进入中、低渗透率层，极大了提高了中、低渗透率层的驱油效率，如果先低浓度、再高浓度，则低浓度的聚合物对高渗透率层难以形成有效封堵，会沿高渗层突出，导致低渗透率层的原油难以采出.

表2 不同注采方式的开采效果

4 结论

(1)直接注聚，含水率曲线不会出现下降漏斗.水驱后转注聚合物，注聚时机越早，最终的采收率程度越高，产油量的高产期越早，且生产井见水更晚，含水率下降漏斗值越低.但不同油藏地质条件有差异，应根据不同油藏的特征选取合适的转注时机.

(2)物理实验与数值模拟表明，注聚合物后都会出现产液指数下降的现象，且产液指数随注聚时机的延后，下降延后，在一定量的注入体系范围内，转注时机越早，产液指数越高，注入体系超过该范围后，转注时机越早，产液指数越低.

(3)对于目标油藏，最佳的开采注入方式是聚合物梯次降浓度注入，其最终的采收率比单元段塞及梯次增浓度注入分别提高4.58%、3.21%，聚合物梯次降浓度注入，对高渗层封堵效率更高，中低渗透层可以得到更好的动用.