張鳳久

(海洋石油高效開發(fā)國家重點實驗室 北京 100028)

作為國家石油供給的重要支柱，中國海上油田的年產(chǎn)量已逾6 000×104t油當(dāng)量，其持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)、上產(chǎn)是國家能源安全保障的重要戰(zhàn)略需要[1]。然而，中國海上油田總儲量的70%左右是稠油，其ODP設(shè)計水驅(qū)采收率僅為18%～20%，油田注水開發(fā)結(jié)束后仍有80%的稠油資源遺留地下難以被利用[2-3]。近年來，隨著對普通稠油油藏認識的進一步深入和聚合物驅(qū)機理與技術(shù)的不斷發(fā)展，聚合物驅(qū)在水驅(qū)稠油油藏開發(fā)中得到了廣泛應(yīng)用。水驅(qū)稠油油藏的采收率較稀油油藏低，水驅(qū)后稠油油藏中有更多的剩余油，注入聚合物溶液有利于穩(wěn)油控水，提高稠油資源的利用效率。對水驅(qū)稠油油藏聚合物驅(qū)轉(zhuǎn)注時機，國內(nèi)外學(xué)者進行了一系列的室內(nèi)模擬/實驗[4-7]，研究表明轉(zhuǎn)注時機越早驅(qū)油效果越好，含水率為0時轉(zhuǎn)注聚的驅(qū)油效果最佳；但此時注入壓力太高，存在注入性問題，不適宜礦場應(yīng)用。

渤海油田稠油油藏占比較大，由于地質(zhì)條件的差異，原油黏度差異也較大，不同原油黏度的油藏何時開展聚合物驅(qū)才能獲得最佳的效果，成為海上油田聚合物驅(qū)能否取得成功的關(guān)鍵，因此，有必要開展相關(guān)針對性的注聚時機的研究。本文通過室內(nèi)實驗和理論推導(dǎo)研究了不同原油黏度下水驅(qū)稠油油藏的注聚時機。

1 海上油田聚合物驅(qū)轉(zhuǎn)注時機確定

對于海上水驅(qū)稠油油藏，早期注聚存在一個相對合理的轉(zhuǎn)注時機。

1.1 注聚時機對驅(qū)油效果的影響

1.1.1不同孔隙體積注入水轉(zhuǎn)聚實驗

采用渤海S油田天然巖心φ25×80 mm，平均滲透率為2.5 D；注入水礦化度組成見表1；地面脫氣原油與柴油按照4∶1混合后得到實驗用油樣，其黏度為70 mPa·s；采用現(xiàn)場使用的聚合物，聚合物溶液濃度為1 750 mg/L，注入聚合物段塞0.3 PV，地層溫度65 ℃條件下剪切后聚合物溶液黏度為58.0 mPa·s。

氣測巖心滲透率后，抽真空飽和注入水測試孔隙體積和巖心水測滲透率；采用變流速的方法飽和模擬油，獲得含油飽和度；巖心老化72 h后以1 mL/min流速進行水驅(qū)油，水驅(qū)至目標的注水孔隙體積后(不同轉(zhuǎn)注時機),注入0.3 PV聚合物溶液，再以1 mL/min流速進行后續(xù)水驅(qū)油，在連續(xù)3個瞬時含水率達到95%后結(jié)束實驗。圖1為實驗示意圖。

表1 渤海S油田注入水礦化度組成Table 1 Salinity composition of the injected water in S oilfield in Bohai sea

圖1 驅(qū)替實驗示意圖Fig.1 Displacement experimental process

圖2為分別注入0.068、0.141、0.203、0.364、1.090 PV水后轉(zhuǎn)注聚合物的含水率和采收率情況，可以看出，隨著注聚時機的提前，含水率變化曲線差異較大，注水0.068 PV(含水率為0)后轉(zhuǎn)注聚，含水率曲線未出現(xiàn)下降漏斗；與注水1.090 PV后轉(zhuǎn)注聚(含水率90%)相比，其他幾組早期轉(zhuǎn)注聚實驗的采收率增幅在無水采油期和含水快速上升階段最大，并且含水率較低時就能獲得較高的采收率；注水0.203 PV后轉(zhuǎn)注聚，達到高含水時累積注入孔隙體積倍數(shù)最少，而采收率最高。以上表明，早期注聚能夠顯著縮短注入周期，同時獲得較好的提高采收率效果；但并不是越早注聚越好，而是達到一定的注入水體積后轉(zhuǎn)注聚合物，才能夠縮短開發(fā)周期，較好地提高采收率。

圖2 不同注入時機的聚合物驅(qū)替特征曲線Fig.2 Polymer displacement characteristic at different injection timing

1.1.2不同注水體積的微觀驅(qū)替實驗

為了進一步認識早期注聚對波及體積的影響，建立了1/4五點井網(wǎng)非均質(zhì)微觀孔隙模型(圖3)，開展水驅(qū)稠油、直接聚合物驅(qū)稠油和適量水驅(qū)(水驅(qū)前緣突破前)后轉(zhuǎn)聚合物驅(qū)的微觀驅(qū)替實驗。模型有8組帶有3條不同孔隙尺寸的滲透帶，其中高、中、低滲透帶孔隙直徑分別約為60、30、15 μm，孔隙模型的有效尺寸為長、寬各8 mm。

驅(qū)替結(jié)果如圖4所示，可以看出直接聚合物驅(qū)波及體積顯著高于水驅(qū)，說明流度小的驅(qū)替相能夠更好地控制稠油油藏的流度；但同時也可以看出直接聚合物驅(qū)的波及體積有一部分是水驅(qū)能夠?qū)崿F(xiàn)的。由此可見，在稠油油藏開發(fā)早期注入水起到了溝通水相流動通道的能力；如果采用聚合物溶液，其作用也與水驅(qū)作用相同，但聚合物溶液黏度較高，其注入壓力比注水時壓力高，同時價格昂貴，增加了聚合物驅(qū)的風(fēng)險。而適量水驅(qū)后開展聚驅(qū)，相對直接注聚(聚合物用量相等)，其波及體積顯著增加，表明了水驅(qū)至前緣時注入的水起到了“替油”和溝通水相通道的作用，后續(xù)注入的聚合物溶液在水流通道的基礎(chǔ)上進一步擴大流動通道(擴大波及體積)。直接注聚的波及效率為36.48%，適量水驅(qū)后再注聚波及效率可達50.65%(水驅(qū)稠油前緣到達采出口時的波及效率為11.03%)，在相同聚合物用量條件下，借助注入水替油作用后聚合物溶液的波及效率提高了3.14%；同時，在水流通道存在條件下注入聚合物溶液，能夠降低直接注聚的壓力，并發(fā)揮聚合物驅(qū)的流度控制能力，降低聚合物驅(qū)風(fēng)險。

圖3 1/4五點井網(wǎng)非均質(zhì)微觀孔隙模型(a)及刻蝕圖樣(b)Fig.3 1/4 five points well pattern heterogeneous microscopic pore model (a)and etching pattern (b)

圖4 微觀可視化模型驅(qū)替實驗結(jié)果Fig.4 Displacement experiment results of microscopic visual model

通過室內(nèi)的驅(qū)油實驗以及微觀驅(qū)替實驗分析可以得出：一定體積的注水有利于聚合物驅(qū)作用效果。也就是說，稠油油藏進行聚合物驅(qū)開采時一定會存在一個最佳轉(zhuǎn)注時機，最大程度地充分發(fā)揮聚合物驅(qū)的流度控制作用，從而提高原油采收率。

1.2 聚合物驅(qū)轉(zhuǎn)注時機范圍的確定

聚合物驅(qū)提高采收率的重要機理之一就是降低驅(qū)替相的流度，改善水油流度比。相對滲透率曲線是反映兩相流體在油層中流度變化的最有效方式，因此根據(jù)“非穩(wěn)態(tài)法”[8]測定了渤海S油田稠油黏度為25.9、70.0和122.8 mPa·s的油/水和油/聚合物相對滲透率曲線(圖5)。

圖5 不同原油黏度條件下油水(聚)相滲曲線Fig.5 Oil-water (polymer)relative permeability for different crude oil viscosity

從圖5可以看出，相同含水飽和度條件下，聚合物驅(qū)時的水相相對滲透率(Krp)遠遠低于水驅(qū)時的水相相對滲透率(Krw)，而油相相對滲透率(Kro)變化不大；聚合物驅(qū)的相對滲透率曲線的殘余油飽和度降低，等滲點向右移動且降低，表明聚合物驅(qū)能夠改善稠油油藏水驅(qū)過程的流度控制能力，提高稠油油藏的驅(qū)油效率。

利用不同原油黏度條件下的相滲曲線數(shù)據(jù)，結(jié)合流度比及分流率計算公式[10-12](式(1)～(2))，可得到不同黏度原油在水驅(qū)過程中水油流度比和含水變化率的變化情況(圖6)。

(1)

(2)

式(1)、(2)中：fw為分流率，%；λo為油相流度；λw為水相流度；M為水油流度比；Kro為油相相對滲透率，mD；Krw為水相相對滲透率，mD；μo為原油黏度，mPa·s；μw為水相黏度,mPa·s。

圖6 不同含水飽和度下的流度比和含水變化率曲線Fig.6 Variation of mobility ratio and water cut at different water saturation

從圖6可以看出，在流度比為1時含水變化率最大，此時水驅(qū)進入含水快速上升階段；在此之后注聚，意味著注入水低效，同時地層中大量存水將會稀釋聚合物段塞前緣的濃度，削弱驅(qū)油作用。因此，對于海上稠油油田，在含水快速上升之前控制水相流度，有助于穩(wěn)定水相前緣，擴大水相波及體積，提高驅(qū)替效果。對于原油黏度范圍為25.9～122.8 mPa·s油藏而言，最佳轉(zhuǎn)注時機是油藏含水變化率達到最快之前進行注聚，能夠最大限度地獲得聚合物驅(qū)效果。同時油藏原油黏度越大，注聚時機相對越早，越有助于提高聚合物驅(qū)的流度控制能力。原油黏度分別為25.9、70.0、122.8 mPa·s的油藏，對應(yīng)的最佳轉(zhuǎn)注時機分別是油藏含水飽和度在0.186、0.252、0.354左右注聚，聚合物驅(qū)能夠較好的控制兩相流體的流度(圖7)，提高驅(qū)替效果。

圖7 不同含水/含聚飽和度下流度比曲線Fig.7 Mobility ratio at different water /polymer saturation

根據(jù)物質(zhì)平衡原理和式(2)及非穩(wěn)態(tài)法測得的相對滲透率曲線，計算出渤海S油田原油黏度在25.9～122.8 mPa·s的最佳轉(zhuǎn)注時機條件下的油藏含水率，以便于指導(dǎo)礦場應(yīng)用，結(jié)果見表2。

表2 不同原油黏度條件下最佳轉(zhuǎn)注時機的油藏含水率Table 2 Reservoir water cut rate with optimum injection timing under different viscosity of crude oil

從表2中可以看出，隨著原油黏度的增加，最佳轉(zhuǎn)注時機對應(yīng)的油藏含水率逐漸下降，含水率上升得越快；含水變化率最快值是一個點，不利于油藏生產(chǎn)開發(fā)控制。因此，取含水變化率最大值的80%作為一個區(qū)間考慮，可以發(fā)現(xiàn)不同原油黏度條件下的轉(zhuǎn)注時機存在差異：原油黏度越高，相對較優(yōu)的轉(zhuǎn)注時機范圍較窄。

所以，對于渤海稠油油藏條件而言，最佳注聚時機為含水快速上升階段，此時油藏的含水率為34%～56%。為了便于礦場應(yīng)用，相對較佳的轉(zhuǎn)注時機含水率為28%～79%。

2 海上稠油油藏早期注聚實例

渤海油田是世界首個成功開展聚合物驅(qū)先導(dǎo)試驗與大規(guī)模應(yīng)用的海上油田。選擇渤海S油田開展聚合物驅(qū)的礦場試驗，以驗證稠油油田在含水上升期實施聚合物驅(qū)的有效性和可行性。S油田地層原油黏度25 mPa·s左右，1993年投產(chǎn)， 2000年油田全面轉(zhuǎn)注水，2002年1月開始出現(xiàn)注入水單層突進，含水上升速度加快；2003年9月25日開始注聚，注聚初期含水率為68%。渤海S油田至今經(jīng)歷了S3單井注聚試驗、五點法井組注聚試驗、擴大注聚試驗及正在實施的A、B、AI+J整體注聚試驗，各階段注聚效果如下：①S3單井注聚試驗取得了含水下降50%，增油2.3×104m3的良好效果。②五點法井組注聚試驗累計注入聚合物0.172 PV，平均注入濃度1 669 mg/L；該試驗井組生產(chǎn)井于2006年4月開始陸續(xù)見效，含水最大降幅11%。③在五點試驗井組取得成功的基礎(chǔ)上，2008年10月實施了井組A和B的擴大注聚工作(圖8),其中A井組7口井注聚,B井組4口井注聚。根據(jù)試驗井組生產(chǎn)特征，可以將其含水率變化分為3個階段:第1階段為注聚見效前含水上升階段，此階段持續(xù)時間半年左右；第2階段為注聚見效含水下降階段，此階段持續(xù)時間半年左右；第3階段為注聚見效后含水穩(wěn)定階段，此階段持續(xù)時間較長，到目前為止含水率基本保持在60%～70%之間。④在擴大注聚取得良好增油降水效果后，渤海S油田于2011年6月實施整體注聚，截至2017年12月，累增油量達到464.5×104m3。

圖8 渤海S油田綜合開采曲線Fig.8 The comprehensive recovery curve of S oilfield in Bohai sea

渤海S油田的礦場試驗表明，海上油田在早期實施聚合物驅(qū)可行且有效。目前聚合物驅(qū)技術(shù)已在渤海S、L等3個油田開展了不同規(guī)模的礦場試驗和應(yīng)用，取得了良好的驅(qū)油效果和經(jīng)濟效益。

3 結(jié)論

1) 稠油油藏注入一定體積的水后，在含水變化率達到最大值之前注聚，有助于穩(wěn)定水相前緣，擴大水相波及體積，提高驅(qū)替效果，降低聚合物驅(qū)風(fēng)險。

2) 油藏的原油黏度越大，注聚時機越早。對于地層原油黏度為25.9、70.0、122.8 mPa·s的渤海稠油油藏，最佳注聚時機為油藏含水飽和度在0.186、0.252、0.354左右(油藏含水34%～56%)。

3) 截至2017年底，S油田聚合物驅(qū)試驗區(qū)已實現(xiàn)累增油464.5×104m3，提高了海上油田的開發(fā)效率，證明稠油油田早期注聚是可行且有效的。

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