溫 靜

(中國石油遼河油田分公司，遼寧 盤錦 124010)

0 引 言

國內(nèi)聚合物驅(qū)和三元復(fù)合驅(qū)開發(fā)效果評(píng)價(jià)方法相對較完善，聚合物+表面活性劑復(fù)合驅(qū)(以下簡稱復(fù)合驅(qū))評(píng)價(jià)方法在理論和礦場結(jié)合方面研究較少[1-5]，文中以錦16區(qū)塊復(fù)合驅(qū)工業(yè)化礦場試驗(yàn)為例，通過數(shù)值模擬、物理模擬、密閉取心測試等手段，深入研究復(fù)合驅(qū)不同開發(fā)階段開發(fā)技術(shù)政策界限和理論模型，結(jié)合礦場試驗(yàn)效果，建立了較完善的注入、采出、驅(qū)替等開發(fā)效果評(píng)價(jià)技術(shù)方法。遼河歡喜嶺油田錦16區(qū)塊構(gòu)造整裝，河口壩沉積，儲(chǔ)層連通好，連通系數(shù)為95%以上，儲(chǔ)層高孔高滲，平均孔隙度為28.9%，平均滲透率為2 232×10-3μm2，轉(zhuǎn)驅(qū)前綜合含水為94.3%，采出程度為47.2%，已進(jìn)入特高含水、特高采出程度的“雙特高期”開發(fā)階段，剩余油高度分散，低效無效水循環(huán)厚度占8.8%，吸水量占28.5%，繼續(xù)水驅(qū)難以有效動(dòng)用[6-7]。該塊于2011年開展復(fù)合驅(qū)工業(yè)化礦場試驗(yàn)，通過8 a礦場試驗(yàn)與理論研究的結(jié)合，建立了一套完善的復(fù)合驅(qū)開發(fā)效果評(píng)價(jià)方法。

1 聚合物+表面活性劑復(fù)合驅(qū)開發(fā)規(guī)律分析評(píng)價(jià)研究

1.1 含水變化規(guī)律

錦16區(qū)塊復(fù)合驅(qū)高峰期含水降幅為12～20個(gè)百分點(diǎn)(三元復(fù)合驅(qū)為13～30個(gè)百分點(diǎn))，要比三元復(fù)合驅(qū)含水降幅略低一些，但低含水期生產(chǎn)時(shí)間較長，維持48個(gè)月(三元復(fù)合驅(qū)為24～30個(gè)月)，全程可分為含水率上升、含水率下降、含水率平穩(wěn)、含水率回升、后續(xù)水驅(qū)5個(gè)階段[8]。含水率的變化特征直接反映油井受效的情況，油井生產(chǎn)特征主要表現(xiàn)為3種類型，分別是U型及VU型、V型及波動(dòng)型、不變化型。第1種類型見效特征為含水率下降幅度大，有效期長，見聚合物時(shí)間晚，增油效果好，主要表現(xiàn)為厚注薄采、高滲注低滲采、以及層內(nèi)和層間非均質(zhì)性適中，井間剩余油飽和度較高，多向受效，注入井注入強(qiáng)度較高，該類井占比為72%，其中，見效較好的9口井含水率峰值降幅為27～61個(gè)百分點(diǎn)，日增油峰值為15.8～25.8 t/d。第2種類型見效特征為含水下降幅度小，有效期短，主要表現(xiàn)為層內(nèi)和層間非均質(zhì)較強(qiáng)，受效方向單一，注入強(qiáng)度較小或者局部存在高滲條帶且封堵效果不理想，采出液聚合物濃度上升快，或者單層厚度較大且受外部水體影響，油井見效程度弱，采出液聚合物濃度低。該類井占比為24%，對該類型油井采用增加受效方向、提高注入強(qiáng)度、封堵外部來水、調(diào)剖分注等措施，保證該類井開發(fā)效果。第3種類型為不見效不見聚型，該類井需要側(cè)鉆或增加采油井點(diǎn)以縮小井距，從而改善注采連通關(guān)系，促進(jìn)油井見效。

1.2 注入能力變化規(guī)律

采用注入壓力升幅、視吸水指數(shù)降幅、阻力系數(shù)3個(gè)關(guān)鍵參數(shù)描述注入能力的變化規(guī)律。在礦場分析過程中，引入霍爾導(dǎo)數(shù)曲線[9-10]全程實(shí)時(shí)評(píng)價(jià)注入狀況(圖1)，彌補(bǔ)了早期應(yīng)用霍爾曲線斜率分析的不足，提高了動(dòng)態(tài)分析與評(píng)價(jià)的及時(shí)性和準(zhǔn)確性。

圖1 錦16區(qū)塊全程阻力系數(shù)及霍爾曲線

目前，錦16區(qū)塊進(jìn)入主段塞低含水開發(fā)階段，前置段塞注入壓力上升快，增幅達(dá)到2.5～3.0 MPa，主段塞階段壓力增幅穩(wěn)定在2.8～3.0 MPa，數(shù)值模擬計(jì)算主段塞注入壓力最大增幅為5.0～7.0 MPa，同類油田主段塞注入壓力合理增幅為2.0～5.0 MPa；單位厚度視吸水指數(shù)降幅為30%～40%，后續(xù)一直處于平穩(wěn)階段，同類油藏單位厚度視吸水指數(shù)降幅為30%～50%。通過霍爾導(dǎo)數(shù)曲線計(jì)算瞬時(shí)阻力系數(shù)，前置段塞阻力系數(shù)上升較快，由1.3升至1.7，主段塞含水下降階段，阻力系數(shù)由1.7降至1.3，分析認(rèn)為是由于注入聚合物濃度大幅度下降，導(dǎo)致無法建立起較強(qiáng)的殘余阻力系數(shù)，通過調(diào)整各井組聚合物濃度，阻力系數(shù)提高到1.7，主段塞低含水階段一直穩(wěn)定在1.7～2.0，同類油藏該階段阻力系數(shù)合理范圍為1.3～2.0，并保持穩(wěn)定。全程評(píng)價(jià)注入指標(biāo)表明，錦16區(qū)塊的參數(shù)處于同類油田以及數(shù)值模擬理論值合理范圍內(nèi)。

1.3 動(dòng)用狀況變化規(guī)律

吸聚剖面的變化規(guī)律主要與儲(chǔ)層的非均質(zhì)性有關(guān)，通過數(shù)值模擬研究表明，當(dāng)層間滲透率級(jí)差小于2.5，推進(jìn)速度比為1.5～2.0，剖面反轉(zhuǎn)頻繁，吸聚相對均衡。典型井錦2-5-A247井歷年吸聚剖面變化情況表明，層間滲透率級(jí)差為1.2，吸聚剖面發(fā)生反轉(zhuǎn)且后期吸聚均衡；當(dāng)層間滲透率級(jí)差大于2.5，推進(jìn)速度比由2.0升至6.0，剖面不反轉(zhuǎn)，層間動(dòng)用差異大[11-13]。典型井錦2-7-A247井歷年吸聚剖面變化情況表明，層間滲透率級(jí)差為3.8，吸聚剖面不發(fā)生反轉(zhuǎn)，對于剖面不反轉(zhuǎn)油井通過分注、提高聚合濃度(以下簡稱提濃)、增注措施可提高吸聚厚度比例。錦16區(qū)塊調(diào)整后吸聚厚度比例由初期87.1%增至94.5%，后續(xù)吸聚厚度比例一直保持穩(wěn)定。

1.4 產(chǎn)液能力變化規(guī)律

建立以產(chǎn)液指數(shù)和增油倍數(shù)為主要指標(biāo)的產(chǎn)液能力評(píng)價(jià)體系。在化學(xué)驅(qū)油過程中，由于注入流體的黏度增加，流動(dòng)阻力增加，壓力傳導(dǎo)能力下降，油層采液能力也隨之降低，錦16區(qū)塊根據(jù)油藏實(shí)際的含水降幅，應(yīng)用無因次產(chǎn)液、產(chǎn)油指數(shù)曲線預(yù)測產(chǎn)液指數(shù)降幅的下限為40%，應(yīng)用數(shù)值模擬方法預(yù)測產(chǎn)液指數(shù)降幅的上限為83%。錦16區(qū)塊注聚/表復(fù)合體系后，采液指數(shù)降幅為40%～70%(三元復(fù)合驅(qū)為50%～85%)，其產(chǎn)液能力降幅略低于三元復(fù)合驅(qū)，在理論研究合理范圍內(nèi)。產(chǎn)液指數(shù)降幅小，原因是該塊為高孔高滲儲(chǔ)層，采液能力強(qiáng)，采用150 m小井距，對產(chǎn)液降幅影響較小。在見效高峰期最低降水階段，通過完善注采井網(wǎng)提高聚合物驅(qū)控制程度，增加采油井點(diǎn)12井次，日產(chǎn)液量增加356 m3/d，占總?cè)债a(chǎn)液量的18%，彌補(bǔ)了高峰期產(chǎn)液量降幅較大的影響。采用螺桿泵、減磨防垢泵提高泵效、延長檢泵周期等措施提高導(dǎo)流能力，保持油井液量穩(wěn)定。分析無因次增油倍數(shù)評(píng)價(jià)指標(biāo)，前置段塞階段無因次增油倍數(shù)為1～2(與三元復(fù)合驅(qū)相當(dāng))，主段塞高峰期無因次增油倍數(shù)為5～7(三元復(fù)合驅(qū)無因次增油倍數(shù)為3～7)，高峰期無因次增油倍數(shù)在理論研究合理界限內(nèi)。

1.5 采出流體變化規(guī)律

評(píng)價(jià)以分析氯離子含量和膠質(zhì)+瀝青質(zhì)含量變化為主，主要反映油井是否同時(shí)受到聚合物驅(qū)擴(kuò)大波及體積和驅(qū)替洗油的作用(圖2)。當(dāng)采出水氯離子含量大于注入水時(shí)，表明驅(qū)替液啟動(dòng)了新層，擴(kuò)大波及體積；當(dāng)采出水性質(zhì)與注入水性質(zhì)接近，采出流體中膠質(zhì)+瀝青質(zhì)含量增加，表明發(fā)揮驅(qū)替洗油作用。錦16區(qū)塊見效井采出流體膠質(zhì)+瀝青質(zhì)、氯離子變化表明，注聚前注入水氯離子含量為200～230 mg/L，注入前置段塞階段，氯離子含量由230 mg/L增至400 mg/L，前置段塞主要發(fā)揮擴(kuò)大波及體積作用，進(jìn)入主段塞階段，氯離子含量保持在250～300 mg/L，高于注入前的氯離子含量(200～230 mg/L)，也發(fā)揮了較好的擴(kuò)大波及體積作用，但整個(gè)過程中氯離子含量有上升、下降再上升不斷波動(dòng)變化現(xiàn)象。前置段塞階段膠質(zhì)+瀝青質(zhì)含量有一定上升幅度，但幅度不大，說明擴(kuò)大波及體積作用明顯，驅(qū)替洗油作用弱，進(jìn)入主段塞后，膠質(zhì)+瀝青質(zhì)含量由25%增至35%～40%，驅(qū)替洗油作用明顯，但整個(gè)過程中膠質(zhì)+瀝青質(zhì)含量也有上升、下降再上升不斷波動(dòng)變化現(xiàn)象，從兩者對比情況來看，擴(kuò)大波及體積與驅(qū)替洗油作用以兩者相互交替共存方式存在[14-16]。

1.6 飽和度變化規(guī)律

由數(shù)值模擬、C/O監(jiān)測分析表明，飽和度在平面和縱向上變化規(guī)律均有差異。平面上，錦16區(qū)塊采用正方形五點(diǎn)法注采井網(wǎng)，選擇在2口注入井中間、2口采油井中間、1口注入井和1口采油井中間部署3口觀察井，通過數(shù)值模擬分析化學(xué)驅(qū)過程中飽和度的變化表明，2口注入井中間、2口采油井中間部署的觀察井飽和度先上升后下降，注入井和采油井中間部署的觀察井飽和度持續(xù)下降(圖3)，因此，在2口注入井或2口采油井中間，見效高峰期前(即含油飽和度還處于上升階段)增加采油井點(diǎn)，會(huì)取得較好的增產(chǎn)效果。如當(dāng)注入0.40倍孔隙體積化學(xué)劑時(shí)，2口注入井中間增加的采油井錦2-7-116C井，日產(chǎn)油一直保持在6～10 t/d，含水最低降至60%，而當(dāng)注入0.60～0.70倍孔隙體積化學(xué)劑以后，2口注入井中間增加的采油井錦2-丙6-A137井，見效時(shí)間短，初期產(chǎn)量高、含水低，在半年內(nèi)產(chǎn)量由10 t/d降至2～3 t/d，含水由64%上升至90%以上。因此，在見效高峰期前增加采油井點(diǎn)有利于改善地下流場，但要把握適當(dāng)調(diào)整時(shí)機(jī)，才能改善開發(fā)效果。

圖2 錦2-6-A217井氯離子與膠質(zhì)+瀝青質(zhì)含量變化

圖3 數(shù)值模擬研究平面不同部位檢查井飽和度變化曲線

縱向上，取心井飽和度測試分析表明，注入0.45倍孔隙體積化學(xué)劑時(shí)，密閉取心井6-A145與試驗(yàn)前錦檢2井對比，整體剩余油飽和度下降8.9%，注入0.57～0.85倍孔隙體積化學(xué)劑，飽和度降幅為14.1%～16.9%，驅(qū)替倍數(shù)為0.45倍孔隙體積，飽和度降幅為5.0%～8.0%。碳氧比測試表明，驅(qū)替倍數(shù)較高層，注入強(qiáng)度為6～9 m3/(d·m)，飽和度先上升后下降而且變化速度較快，飽和度由28%～32%升至36%～42%后降至31%～33%，反映原油驅(qū)替聚集、驅(qū)替采出的過程，表明化學(xué)驅(qū)效果顯著，該類層需要持續(xù)保持其注入強(qiáng)度；注入強(qiáng)度為3～5 m3/(d·m)，飽和度持續(xù)緩慢上升，反映原油驅(qū)替聚集作用弱，有一定的化學(xué)驅(qū)效果，還需要提高注入強(qiáng)度；注入強(qiáng)度小于3 m3/(d·m)，飽和度變化不大，反映不出化學(xué)驅(qū)效果，可通過分注、增注措施大幅提高注入強(qiáng)度，改善開發(fā)效果。

1.7 驅(qū)油效率變化規(guī)律

通過物理模擬對不同方式驅(qū)油效率以及驅(qū)替洗油狀況建立理論模型，根據(jù)現(xiàn)場密閉取心井單層測試結(jié)果對比分析，進(jìn)一步驗(yàn)證驅(qū)替規(guī)律是否合理。錦16區(qū)塊開展了水驅(qū)+聚合物驅(qū)、水驅(qū)+聚合物+表面活性劑復(fù)合驅(qū)實(shí)際巖心室內(nèi)物理模擬實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明水驅(qū)+聚合物驅(qū)最終驅(qū)油效率為67%，水驅(qū)+聚合物+表面活性劑復(fù)合驅(qū)最終驅(qū)油效率為78%～82%。水驅(qū)+聚合物+表面活性劑復(fù)合驅(qū)室內(nèi)物模實(shí)驗(yàn)分別注入0.40、0.50、0.80倍孔隙體積復(fù)合體系溶液時(shí)，水洗效率分別為61%、66%、72%。在6-A226注采井組注入0.45倍孔隙體積復(fù)合體系溶液時(shí)，部署密閉取心井6-A145井，注入0.45、0.51、0.85倍孔隙體積復(fù)合體系溶液時(shí)，6-A145井測試結(jié)果顯示，3個(gè)驅(qū)替層段水洗效率分別為62.5%、64.9%、73.2%，表明在同等注入量下，水洗效率接近室內(nèi)物理模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果，理論與現(xiàn)場實(shí)際驅(qū)替規(guī)律基本一致[17-22]。

2 聚合物+表面活性劑復(fù)合驅(qū)經(jīng)濟(jì)效益評(píng)價(jià)

分析聚合物+表面活性劑復(fù)合驅(qū)現(xiàn)場試驗(yàn)開發(fā)規(guī)律與理論研究的開發(fā)技術(shù)政策界限，對見效規(guī)律不明顯的井通過提濃分注、有利時(shí)機(jī)增加采油井點(diǎn)等措施進(jìn)行跟蹤調(diào)整，試驗(yàn)區(qū)試驗(yàn)效果顯著，高峰日產(chǎn)油達(dá)353 t/d，是轉(zhuǎn)驅(qū)前6倍，綜合含水最低為81.7%，較轉(zhuǎn)驅(qū)前降低15個(gè)百分點(diǎn)，階段累計(jì)產(chǎn)油59.7×104t，預(yù)計(jì)最終采收率提高值為19個(gè)百分點(diǎn)，最終采收率為70%，全生命周期評(píng)價(jià)結(jié)果，截至2018年1月，錦16區(qū)塊聚合物+表面活性劑復(fù)合驅(qū)按實(shí)際銷售油價(jià)和氣價(jià)計(jì)算，實(shí)現(xiàn)凈利潤4.99×109元，投入產(chǎn)出比為1.00∶2.42，投資回報(bào)率為12.18%，經(jīng)濟(jì)效益較好，低油價(jià)下抗風(fēng)險(xiǎn)能力較強(qiáng)。

3 結(jié) 論

(1) 遼河歡喜嶺油田錦16區(qū)塊通過數(shù)值模擬、物理模擬、與驅(qū)替效果較好同類油田類比等手段研究注入、采出、驅(qū)替等評(píng)價(jià)指標(biāo)技術(shù)政策界限及理論模型，與礦場試驗(yàn)開發(fā)規(guī)律進(jìn)行對比分析，建立的開發(fā)效果系統(tǒng)評(píng)價(jià)方法，可為全過程跟蹤調(diào)整提供理論指導(dǎo)。

(2) 分析錦16區(qū)塊礦場試驗(yàn)注入、采出、驅(qū)替等開發(fā)指標(biāo)，對見效規(guī)律不明顯的井提出提濃、分注、有利時(shí)機(jī)增加采油井點(diǎn)等調(diào)整措施，試驗(yàn)區(qū)試驗(yàn)效果顯著，試驗(yàn)區(qū)高峰產(chǎn)量日產(chǎn)油達(dá)353 t/d，是轉(zhuǎn)驅(qū)前6倍，綜合含水最低為81.7%，較轉(zhuǎn)驅(qū)前降低15個(gè)百分點(diǎn)，階段累計(jì)產(chǎn)油量為59.7×104t，復(fù)合驅(qū)提高采收率19個(gè)百分點(diǎn)，最終采收率可達(dá)70%，投入產(chǎn)出比為1.00∶2.42。