聚合物驱生产井流压特征规律分析及影响因素研究

周丛丛，崔长玉，郭松林

(中国石油大庆油田有限责任公司，黑龙江 大庆 163712)

0 引 言

聚合物驱油技术研究始于20世纪50年代，在80年代得到高速发展并形成了成熟的化学驱理论，后来由于低油价和环保的影响，聚合物驱项目数量开始下降。中国三次采油发展以大庆油田聚合物驱为主，截至2018年，聚合物驱产油量连续13 a超过1 000×104t/a，成为大庆油田持续发展的关键技术。大庆油田根据油层物性及沉积单元不同在1973年将油田划分为三类油层，其中，一、二类油层主要针对的是有效渗透率大于100 mD，单层有效厚度大于0.5 m的油层。一般水驱开发综合含水达到95%以后，一、二类主力油层考虑进行化学驱来提高采收率。目前，大庆油田常规聚合物驱由二类A油层转向二类B油层，注入参数与储层匹配率低、地下工作黏度低、驱油效果变差，急需聚合物驱方案优化设计方法和及时有效的跟踪调整方法[1-5]。大庆油田一类油层聚合物驱平均流压是4.6 MPa，二类油层平均流压是3.4 MPa，现场区块资料发现，聚合物驱全过程流压变化没有明显规律，大部分区块聚合物驱流压控制在一个大致范围内，有必要从理论上来研究聚合物驱全过程流压变化规律，为合理压力系统构建提供理论依据。聚合物驱阶段生产井流压变化规律及影响因素方面的国内外理论研究较少，流压控制水平一般借鉴水驱或依靠经验，造成注聚见效阶段效果不理想[6-8]。因此，有必要开展聚合物驱合理流压研究，明确不同聚合物驱阶段流压变化规律，为构建合理注采压力系统、提液上产提供理论依据。

1 聚合物驱全过程流压变化规律

1.1 理论依据

聚合物溶液是一种拟塑性的非牛顿流体[9-12]，当聚合物溶液突破以后，即生产井聚合物浓度快速上升时，流体在油藏中的流动符合幂律流体在多孔介质中的稳定渗流模式，其渗流方程可简化为：

(1)

式中：r为地层中的点距井筒中心的距离，m；p为地层压力，MPa。

其定解条件为：

p|r=re=pe

(2)

p|r=rw=pwf

(3)

(4)

根据式(1)—(4)，并假设流体压缩系数值很小，多孔介质的孔隙度为常数，压力梯度很小，且为稳定流动，求解得到幂律流体在多孔介质中稳定渗流的生产井流入动态方程：

(5)

式中：pe为原始地层压力，MPa；pwf为生产井井底流压，MPa；q为总产液量，m3；h为油层厚度，m；μeff为生产井聚合物溶液黏度，mPa·s；K为油层渗透率，mD；re为泄油半径，m；rw为井筒半径，m；B为体积系数；n为幂律指数。

当聚合物驱生产井端开始大量见聚后，聚合物溶液黏度迅速变大，需要增大生产压差，井底流压明显变小，当出口端聚合物溶液黏度稳定后，流压稳定在低值范围。在聚合物驱实践中，采聚浓度上升后，聚合物黏度快速增大，而产液量逐渐变小，但方程中0

1.2 聚合物驱阶段流压数值模拟研究

为验证聚合物驱不同阶段的流压变化规律，采用大庆油田某二类油层区块实际资料，设计了“四注九采”地质模型。主要参数如下：有效厚度为2 m，渗透率为300 mD，孔隙度为0.26，聚合物分子量为1 200×104，浓度为1 000 mg/L，井距为175 m，聚合物用量为800 mg/L·PV，原始地层压力为11.0 MPa，饱和压力为9.2 MPa，模型中的聚合物溶液的流变特征采用Meter方程[13-22]，剪切速率为30.25 s-1，聚合物吸附采用Langmuir等温吸附模型，见式(6)。

(6)

数值模拟结果显示，由于水驱、聚合物驱驱油机理不同，流压变化规律有明显区别(图1、2)。水驱过程中流压基本稳定，呈现缓慢上升趋势，聚合物驱过程中生产井流压初期较稳定，在含水下降阶段流压快速下降最后稳定在低值范围，而且聚合物驱生产井流压开始快速下降点发生在生产井的采聚浓度快速上升时。

图1 典型模型聚合物驱生产井流压变化规律

图2 聚合物驱生产井流压与采聚浓度变化规律

2 聚合物驱生产井流压影响因素研究

影响聚合物驱生产井流压的因素主要有：油层性质、注聚参数及工程因素(包括泵排量、冲程、冲次及措施量)，从理论方面借助化学驱数值模拟作为辅助手段，研究地层压力、注采比及油层性质等对流压的影响。

2.1 地层压力评价

利用Chemeor化学驱软件建立经典模型，设计转驱前地层压力由7.5～12.0 MPa共10个方案。选取了注聚合物前地层压力为7.5、11.0 MPa时聚合物驱的生产井流压变化。结果表明：地层压力越低，生产井流压越低，且地层压力低于饱和压力时，开始脱气，形成油气水三相流动，地层中油水两相黏度增加，增大了流体渗流阻力，聚合物溶液突破延缓，流压下降时间延迟。

2.2 注采比评价

应用数值模拟方法模拟了注采比分别为1.0和0.8时聚合物驱中心生产井流压的变化，如图3所示。注采比小于1.0时，由于产液量高于注入量，需要放大生产压差来满足高产液量要求，在地层压力不变的情况下，注聚合物初期生产井流压就开始下降，且流压值较低。而当注采比为1.0时，注采平衡，油藏注采压力系统稳定，聚驱流压在采聚浓度上升时才开始下降。

图3 注采比对聚合物驱流压影响

2.3 注水井供液能力评价

中心生产井由于周围注水井供液充足，产液量高，聚合物驱过程中流压下降幅度较大，聚合物驱结束时流压低；而边角生产井由于周围注水井供液不足，产液量较低，在地层压力稳定的前提下，需要的生产压差较小，所以流压下降幅度小，聚合物驱阶段流压大(图4)。

图4 注水井供液能力对聚合物驱流压影响

2.4 油层渗透率及变异系数

设计了不同油层组合方式对聚合物驱生产井流压的影响(表1，kv为渗透率变异系数),生产井渗透率越高，流压值越高，流压下降幅度越小；油层非均质性越强、渗透率越高，聚合物溶液在地层中突破时间越早，生产井采出液中聚合物溶液浓度越高，流压开始下降的时间越早(图5)。

表1 模型设计参数

图5 不同渗透率油层组合下的聚合物驱全过程流压情况

由图5可知：大庆油田一、二类油层注聚区块生产井流压呈现出由北向南逐渐降低趋势，这与大庆长垣地区油层条件由北向南逐渐变差有关。随着大庆油田注聚对象逐渐变差，二类油层聚合物驱的流压值普遍低于一类油层，采聚浓度快速上升的时间变晚，流压下降的时间较一类油层变晚。

3 流压对聚合物驱效果影响

以大庆油田A区块为对象，开展生产井流压变化对聚合物驱效果的影响研究。对于注采完善的中心生产井，聚合物驱流压控制越低，阶段累计产油量越高(表2)。

表2 注采完善7口中心生产井流压与累计产油量关系

对于地质情况差、注采不完善生产井，由于配产低，井底流压较大，平面上地层压力分布很不均衡，导致油向低压区运移，表现为注不进、采不出。对于这样的生产井建议提液生产，降低井底流压来提高生产压差，使平面区域压力分布更均衡，改善聚合物驱开发效果。

4 现场实例验证与应用

4.1 现场实例验证

统计了大庆油田4个聚合物驱效果较好的A类区块及3个聚合物驱效果差的D类区块的流压，如图6、7所示。现场资料表明：聚合物驱效果较好区块生产井，随着采聚浓度上升，流压下降，后期稳定在低值；聚合物驱效果较差的区块，采聚浓度迅速上升时流压没有明显下降，含水回升期流压偏高，流压控制不好是影响聚合物驱效果的一个因素。

4.2 现场实例应用

以大庆油田二类油层工业化区块C块为例，该区块2016年初开始注入聚合物，目前处于含水下降阶段，采收率提高仅为2.1%，属于聚合物驱效果较差的区块，区块注入聚合物初期平均流压为2.7 MPa，含水下降阶段平均流压为3.6 MPa，采聚浓度达到335 mg/L并呈现快速上升趋势，但流压并没有下降。应用聚合物驱合理流压控制方法对C区块进行了调控，通过调整井组注采结构，构建了合理的压力系统(表3)。通过6个月调整，截至2018年8月，生产井平均流压由平均3.6 MPa下降到3.1 MPa，降低了0.5 MPa，日产液量增加了494 t/d，日产油量增加了167 t/d，综合含水继续下降，相比调整前降低了1.02%，聚合物驱开发效果明显变好。

图6 A类区块聚合物驱流压跟采聚浓度变化

图7 D类区块聚合物驱流压跟采聚浓度变化

5 结 论

(1) 聚合物溶液在油藏中流动符合拟塑性的非牛顿流体模式，聚合物驱开采初期生产井流压保持在较高水平；在含水下降阶段，当生产井采出端采聚浓度迅速上升时流压开始下降并稳定在低值范围；含水回升阶段后期，随着产液量下降，地层压力恢复，流压缓慢回升。

(2) 聚合物驱生产井流压理论上受地层压力、注采比、水井供液及油层渗透率和变异系数影响较大。其中，地层压力越低、生产井流压越低、渗透率越高的生产井，流压相对越高；生产井非均质性越强、产出端越早见聚、流压开始下降的时间越早。

(3) 应用聚合物驱合理流压控制方法，通过改变抽油机抽吸参数及换泵等措施调整了正在实施C区块井组的注采结构，构建了合理的压力系统。通过6个月的调整，区块流压降低了0.5 MPa，聚合物驱开发效果变好。