渤海J油田化学驱无因次产液指数的变化规律

未志杰 陈冠中 康晓东 王旭东 张 健

(中海油研究总院有限责任公司， 海洋石油高效开发国家重点实验室， 北京 100028)

地层产液能力的变化在油田开发研究中占有重要地位，它是开发效果评价、开发方案设计与调整的重要依据。目前，以聚合物驱、聚表二元复合驱为代表的化学驱技术已经在渤海油田进行了矿场试验及应用，并取得了明显的增油降水效果。海上油田化学驱具有多层合注合采、渗透率级差大、原油黏度大、聚合物驱实施时机早的特点[1]。聚合物溶液属于高黏度非牛顿流体，且驱替前缘易形成富(稠)油带，使地层流体渗流阻力明显提高[2,3]，导致部分井产液能力较水驱阶段有明显的下降[4,5]。因聚合物驱实施时机较早，含水率较水驱阶段下降幅度较小或仅仅是上升速度趋缓[6,7]，这与高含水期聚合物驱有显著区别[8,9]。另外，复合驱条件下，表面活性剂等驱油剂的引入所导致的固液之间以及油水之间复杂的物化反应，也会对油井产液能力产生深刻影响。因此，研究化学驱产液能力的变化规律，对海上稠油油藏高产稳产具有重要现实意义。无因次产液指数是衡量产液能力的重要指标。渤海J油田是较早实施聚表二元复合驱的海上油田，本次研究将结合渤海J油田的情况，探讨其无因次产液指数变化规律。

1 无因次产液指数计算模型

无因次产液指数(RJ)是指开发过程中某一时刻(t)的产液指数(Jt)与初始时刻(i)产液指数(Ji)的比值，即

(1)

式中：qL—— 油井产液速度，m3/d；

pe—— 地层静压，MPa；

pwf—— 井底流压，MPa。

受限于海上平台开发条件，海上油田化学驱的监测数据较少。用式(2)折算油井的井底流压。

pwf=pcase+αρave(hres-hcase)

(2)

式中：pcase—— 套压，MPa；

hres—— 储层中部垂深，m；

hcase—— 套管内动液面垂深，m；

α—— 单位转换因子，9.8×10-6；

ρave—— 套管动液面下的液体平均密度，用式(3)近似计算。

ρave=ρwfw+ρo(1-fw)

(3)

式中：ρw—— 水相密度，kg/m3；

ρo—— 油相密度，kg/m3；

fw—— 油井含水率。

2 无因次产液指数变化规律

根据J油田化学驱试验矿场的生产动态数据，应用上述模型对受效油井的无因次产液指数进行计算分析。

2.1 化学驱在J油田的实施情况

渤海J油田属于疏松砂岩油藏，平均孔隙度26.9%，平均渗透率1 180×10-3μm2，具有高孔高渗的物性特征；地层条件下，原油黏度17.2 mPa·s，原始溶解气油比为31～59 m3/m3，原油密度0.93 g/cm3。

J油田于1999年10月投产，2000年7月开始注水，并在综合含水80%时开展化学驱矿场试验。试验区如图1所示，共计8口化学驱注入井。先后实施了聚合物驱与聚表二元复合驱。2007年10月，注水井In4转注聚合物，其后一年内其余7口井先后转注聚合物。在实施半年之后，逐步显现较明显的含水率下降、产油量上升、吸水剖面得到改善等聚合物驱见效特征，取得了预期的矿场应用效果。2010年10月至2011年1月，开展聚表二元复合驱矿场试验，将In1、In2、In3、In4等4口注聚井陆续转为二元复合驱井。2013年2月至6月，将In5、In6、In7、In8等4口注聚井陆续转为二元复合驱井。2014年油田实施整体加密调整，将原来的反九点井网转变为行列式井网。为聚焦化学驱方式对产液指数的影响，提取的有关数据截至2014年12月底，即整体加密调整实施之前。2018年试验区仍处于二元复合驱阶段，注入聚合物浓度为1 200 mg/L，地下目标工作黏度为8.2 mPa·s，注入表面活性剂浓度为1 200 mg/L。

图1 渤海J油田化学驱试验区井位图

J油田为疏松砂岩油藏，胶结性差。开发过程中，P1、P6、P18井存在明显出砂现象，P17井多次关停井。因此，未将这4口井纳入无因次产液指数分析范围。中心受效井与非中心受效井，其无因次产液指数呈现出不同的变化规律。

2.2.1 非中心受效井的情况

非中心受效井，在聚合物驱见效前，随着聚合物的注入，油井含水率上升，无因次产液指数上升；见效后，油井含水率下降，无因次产液指数下降。当含水率下降至最低点附近时，无因次产液指数也基本降至最低；含水率回返期，无因次产液指数上升，聚合物产出浓度也逐渐上升。转为聚表二元复合驱后，无因次产液指数止升为降。

针对上述油井无因次产液指数变化特征，下面分析原因。

见效前期，注入的聚合物尚未推进至油井控制区，对产液指数的影响程度有限，渗流阻力延续之前水驱阶段的下降趋势。因此，油井含水率继续上升，相应的产液能力继续上升。

随着聚合物的注入，前缘形成富油带且不断扩大。当富油带推进至油井控制区并逐渐突破，原油饱和度升高，渗流阻力迅速上升，油井含水率下降，产液指数快速下降。当含水率降至最低点附近时，渗流阻力达到极大值，产液指数达到最低值。

随着富油带完全突破，油井含水率回升，控制区剩余油饱和度下降，聚合物对地层渗流阻力的影响占据主导，渗流阻力不断下降，导致产液指数回升，聚合物产出浓度也逐渐增大。

转为聚表二元复合驱后，油井含水率继续上升，但产液指数止升为降。这可能是由于地层中注入表面活性剂后，表面活性剂溶液与原油相互作用而最终形成乳状液，提高了地层渗流阻力所致。典型非中心受效井无因次产液指数变化特征曲线如图2和图3所示，分别对应P7、P8井。

2.2.2 中心受效井的情况

中心受效井，在聚合物驱见效前，油井含水率上升，无因次产液指数上升；见效后，油井含水率下降，无因次产液指数下降。当含水率下降至最低点附近时，无因次产液指数降低至最低点；含水率回返期，聚合物产出质量浓度逐步上升，无因次产液指数先上升，而当聚合物产出质量浓度超过600 mg/L，无因次产液指数止升为降。转为聚表二元复合驱后，无因次产液指数进一步下降。

图2 P7井的无因次产液指数变化特征

图3 P8井的无因次产液指数变化特征

中心受效井的无因次产液指数的变化趋势，与非中心受效井的区别主要表现在含水率回返期。在此阶段，中心井的产液指数与聚合物产出浓度相关。聚合物产出浓度高于600 mg/L，产液指数止升为降。推测可能与聚合物强度有关。中心井因对应多口化学驱注入井，控制区聚合物浓度较高，在聚合物增黏与吸附滞留综合作用下，流体渗流阻力增加，造成产液指数的下降。室内测试结果，聚合物溶液黏度与浓度呈阶段性变化特征，当浓度升至600 mg/L后，黏度值迅速上升。事实上，质量浓度1 200 mg/L的目标聚合物溶液的黏度为8.2 mPa·s，考虑吸附滞留作用后，其实质阻力接近16.5 mPa·s，几乎与原油黏度相当。典型中心受效井的无因次产液指数变化特征曲线如图4所示(对应P13井)。

图4 P13井的无因次产液指数变化特征

对J油田化学驱试验区受效油井的产液指数进行了计算统计(见表1)，进而获得各井无因次产液指数在聚合物驱以及后续二元驱过程中相对转注聚合物时刻的最大下降幅度，分别采用η1、η2表示。由产液指数与无因次产液指数的定义，可知产液指数与无因次产液指数的最大下降幅度值相等。在聚合物驱阶段，所考察的14口受效井的无因次产液指数最大下降幅度的分布范围为8.54%～74.26%，平均值为47.82%；大部分受效井(8口)的无因次产液指数最大下降幅度为40%～60%；中心受效井(如P11、P12、P13、P16)因化学驱井影响大，其无因次下降幅度值整体上大于边井或角井(如P7、P8、P10、P14)。

在聚表二元复合驱阶段，无因次产液指数最大下降幅度范围为28.53%～86.15%，平均降幅为61.59%；大部分受效井的无因次产液指数下降幅度为50%～70%。

由聚合物驱转入聚表二元复合驱阶段后，受效油井无因次产液指数呈进一步下降趋势。二元复合驱阶段无因次产液指数最大降幅平均值，由聚合物驱阶段的47.82%进一步下降至61.59%。其原因可能是引入的表面活性剂诱发乳化作用，造成了流体渗流阻力的增加。

表1 受效井的产液指数及其相关数据

3 结论及建议

渤海J油田化学驱试验区，受效井的无因次产液指数的变化具有一定的规律性。受效井的无因次产液指数，在聚合物驱阶段先呈上升趋势，当聚合物驱见效后则开始下降，并在含水率最低点附近出现最低值。然后，随着含水率的回升，非中心井的无因次产液指数持续回升；中心井的无因次产液指数，在聚合物产出浓度突破600 mg/L后止升为降。转为聚表二元复合驱后，受效井的无因次产液指数均呈下降趋势。

按照无因次产液指数计算模型，计算得到了试验区受效井各阶段的无因次产液指数。在聚合物驱阶段，14口受效井的无因次产液指数相比转注聚合物时的下降幅度，最大值为74.26%，最小值为8.54%，平均值为47.8%，其中有8口井的下降幅度在40%～60%。在聚表二元复合驱阶段，受效井的无因次产液指数下降幅度，最大值为86.15%，最小值为28.53%，平均值为61.59%。其中，有7口井的下降幅度在50%～70%。

在聚表二元复合驱阶段，试验区油井的无因次产液指数普遍出现明显下降的现象。这需要综合分析油井的出砂情况以及表面活性剂对地层油水相的影响，明确原因，制定对策，从而保持或提升地层产液能力，保证化学驱持续增效。