渤海稠油早期非均相驱替模式研究及矿场应用

王理荣(中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300452)

0 引言

渤海油田开发实践证实，地下原油中黏度大于350 mPa·s 的稠油尚未形成一套成熟的开发方式[1-3]。常规水驱模式下，水油流度比差异大，注采矛盾突出，技术采收率低。非均相化学驱能够增加注入流体黏度以减小水油流度比和降低窜进风险，从而增加地下存水率，达到恢复地层能量的目的[4]。渤海N 油田先后开展非均相驱连续注入和交替注入先导试验，起到有效动用井间储量、改善开发效果的目的。本文基于渤海N 油田多年非均相驱矿场实践和油藏数值模拟方法，开展先连续注入后交替注入的效果评价及影响因素研究，对稠油的储量高效动用、改善相似油田开发效果、完善化学驱技术体系具有借鉴意义。

1 试验区概况

N 油田埋深900～1 100 m，曲流河沉积，为岩性-构造油藏，高孔高渗，地下黏度为400～800 mPa·s，地层水矿化度为1 200～1 600 mg/L，水体倍数小于5 倍，以层状-构造油藏为主，属于海上典型的弱水体稠油油藏。

(1) 天然能量开发阶段：生产井初期产能21～35 m3/d，由于地下原油黏度大，部分砂体地下边水发育，使得油井初期自然递减率大，油田投产1 年后，采油速度由0.6%下降到0.3%。

(2)非均相驱连续注入阶段：基于目标油田的储量品质分析，制定了非均相驱以改善井间储量的开发效果。3 口注入井，周边共有12 口生产井，采用非均相驱连续注入模式，累增油达15.8×104m3，取得了预期的开发效果。由于开展非均相驱时含水为60%，属于早期化学驱范畴。

(3) 交替注入阶段：2016 年底，为抑制剖面反转，以室内实验数据为基础，对注入模式进行研究，提出了调驱剂-水周期注入模式，并开展了3 个井组交替注入试验[5]。交替注入阶段注入聚合物浓度为3 000 mg/L，化学剂与水交替周期为1 个月，注采比为0.8。开发效果表明井组含水率由64%下降到56%，含水率下降8%，日产油由188 m3提高到251 m3，日产油增加63 m3。

2 连续注入与交替注入效果对比

2.1 注入能力对比

注入能力的差异主要体现在米视吸水指数的变化[6]。结果表明，连续注入阶段平均米视吸水指数为1.7 m3/(d·MPa·m)，交替注入阶段米视吸水指数为2.1 m3/(d·MPa·m)，注水阶段米视吸水指数为2.7 m3/(d·MPa·m)。这种差异主要是由于注入流体的流度不同导致的，与连续注入相比，化学剂-水交替注入相视黏度降低，注入能力提高24%。

2.2 吸水剖面变化

机理研究的结果表明，吸水剖面的变化能够直观表征液流转向扩大波及对开发效果的改善程度[7]。非均相驱注入井B1 井为一口定向井，射开Nm0-7和NmI-3 两个小层，其中Nm0-7 小层储层渗透率为4 000 mD，而NmI-3 小层渗透率为1 500 mD。在非均相连续注入阶段，Nm0-7 小层吸水比例开始从100% 下降到73.8%，NmI-3 小层吸水比例由0% 提高到26.2%，这表明在连续注入阶段初期，非均相驱对改善吸水剖面发挥了作用，并且注入流体更多进入剩余油相对富集的低渗透层NmI-3 小层，开发效果得以改善。2014 年5 月(连续非均相驱0.06 PV)以后，NmI-3 小层渗流阻力增加，导致吸水剖面发生反转，Nm0-7 层成为主要取水层，这表明吸水剖面发生变化，Nm0-7 小层的吸水比例开始从73.8% 增加到87.6%，而NmI-3 小层的吸水比例由26.2% 下降到12.4%。2016 年底开始非均相化学剂-水交替注入，2017 年10 月(交替注入0.03 PV)的吸水剖面结果表明，Nm0-7 小层的吸水比例从87.6%下降到72.74%，NmI-3 小层的吸水比例从12.4%上升到27.3%，吸水剖面再次发生变化，这表明通过交替注入，对开发效果不利的剖面反转现象得到一定程度的缓解。该井吸水剖面变化如图1 所示。

图1 B1 井吸水剖面测试结果

2.3 阻力系数对比

霍尔曲线广泛应用于化学驱调剖效果评价[8]。霍尔曲线斜率代表阻力系数，可以反映非均相驱对波及效果的改善，阻力系数大于1 表明调剖起效。结果表明非均相驱连续注入阶段平均阻力系数为2.06，交替注入阶段初期为1.74，降低16%，日产油从40 m3增加到70 m3，交替注入阶段的相对低渗层段吸入能力增加，注入流体利用率增加。

当B6 井非均相化学剂-水交替注入至0.48 PV 时，阻力系数由1.74 降至1.20，这主要是由于注入前缘到达生产井后注水突破导致，周边生产井含水由60%提高到90%，以此突破点为非均相驱有效期节点，非均相驱有效注入PV 为0.37～0.48 PV。

2.4 见效特征对比

受注入特征差异影响，连续注入和交替注入的生产特征有所差异如图2 所示。B2 在投产初期采用天然能量开发，受边水影响，2012—2014 年含水率由10%上升至64%。非均相驱连续注入阶段(2014—2016年)，该井含水率由64%下降到56%，日产油由13 m3增加到17 m3，累增油0.45 万t，但由于注入相黏度大，生产井见效相对较慢。2016 年底开始交替注入后，含水率进一步降低至36%，日产油增至26 m3，累增油0.85 万t。由于交替注入阶段的黏度降低，交替注入阶段比连续注入阶段生产井见效更快，交替注入累增油为连续注入阶段的1.89倍[9]。

起效天数对比表明，连续注入阶段生产井的起效时间一般为3～9 个月，而交替注水阶段生产井见效时间较快，一般为1～3 个月。

三口注入井周边共有9 口井见效，累积增油量15.80×104m3，采出程度提高4.1%。在非均相连续注入阶段，推荐聚合物浓度为2 500～3 500 mg/L，注入0.03～0.06 PV；非均相化学剂-水交替注入阶段，推荐聚合物浓度为2 500～3 500 mg/L，交替周期1 个月，注采比为0.8，交替注入0.4 PV。采用连续注入后交替注入的方式，预计技术采收率提高5.2%～12.0%。

3 影响因素分析

3.1 数值模型建立

基于实际的井组动态，采用加拿大CMG 软件公司的STARS 模块研究海上稠油早期非均相驱增油机理。机理模型纵向划分为24 个韵律层，模型采用一注一采系统，注水井定注入量，生产井定产液量。机理模型动态包含开发过程中实施的调驱阶段，包括非均相驱连续注入和非均相化学剂-水交替注入，注入化学剂参数与矿场实际一致，模型计算结果如图3 所示。

图3 非均相驱机理模型剩余油饱和度图

3.2 提高采收率机理

为进一步确定非均相驱差异驱替剩余油部位，将水驱各网格剩余油饱和度与相同条件下非均相驱后同一时间的剩余油饱和度相减，得到饱和度差值分布，即非均相驱作用下差异驱替剩余油分布[10]，如图4所示。图4(a)为水驱后剩余油分布，图4(b)为非均相驱后剩余油分布，图4(c)为两者差值，即“差异驱替剩余油”分布。从图中可以看出，水驱后油藏中仍然有大量剩余油存在，剩余油在注入井周围呈锥型分布，水驱过流量较大；生产井周围的中低渗层剩余油富集。非均相驱后剩余油分布明显少于水驱，中低渗层位剩余油得到较大幅度动用。

图4 非均相驱差异驱替剩余油形成机理

4 结语

(1)与连续注入相比，交替注入的米视吸水指数提高24%；连续注入剖面反转时机为0.06 PV，交替注入0.03 PV 可以缓解。

(2) 连续注入阶段阻力系数为2.06，交替注入阶段为1.74，降低16%；非均相驱有效注入PV 为0.37～0.48 PV，技术采收率提高5.2%～12.0%，交替注入累增油为连续注入阶段的1.89 倍。

(3)针对渤海稠油开展早期非均相驱能够有效起到驱替作用，建议单砂体或分层系开发尽可能地降低层间矛盾，保证驱替效果。