层内非均质性下聚合物驱对油田开发影响

王欣然 蔡 晖 张国浩 刘 东 王永平

中海石油(中国)有限公司天津分公司, 天津 300459

0 前言

渤海H油田为典型的湖相三角洲前缘沉积油田,主要含油层系位于东营组东二下段,沉积韵律以反韵律为主,总体上具有高孔高渗的储层特征,层间和层内均具有较强的非均质性,变异系数为0.4～0.6。该油田开发初期采用多段层系合注合采的开发策略,由于注入水易沿物性较好的高渗层窜进,从而造成油田储层纵向动用不均衡,初期含水上升快、稳产期较短的问题[1-4]。有研究指出,通过聚合物驱、氮气泡沫、层内生二氧化碳等调驱技术,能够缓解层内动用不均的问题,改变剩余油分布情况,从而使驱替程度进一步提高[5-8]。前人对不同驱替介质条件下,受层内夹层分布范围、驱替倍数、润湿指数、储层孔隙结构等因素影响的剩余油分布研究较多[9-13],而对受层内非均质性主控因素影响的聚合物驱剩余油分布研究较少[14-16]。因此开展了模拟渤海H油田储层特征、流体性质和注聚时机的聚合物驱油实验研究,以探索在层内非均质性不同主控因素下的层内剩余油分布情况,从而为深入认识油田生产规律以及剩余油有效挖潜提供依据。

1 实验准备

1.1 实验材料

实验驱替岩心为人造三维非均质性模型,考虑渤海H油田储层整体以反韵律为主,平均渗透率级差为4～10,静态资料统计结果显示,钻遇储层渗透率级差约为4、5、8、10的开发井分别占总井数的17.1%、21.6%、26.5%、30.3%,其它渗透率级差开发井占总井数4.5%。由于渗透率级差是海上油田表征层内非均质性较为常用且直观的参数[17-20],故将此参数作为岩心模型分类和排序的首要因素,并设计了渗透率级差为4、5、8、10的四种最具有代表性的注采模型,每种模型均制作两组,分别用于水驱和聚合物驱,模型参数见表1。渤海H油田实际井网的注采井距为400 m,单一油组层内有效厚度约为40 m,选取长度比例1∶1 000,因此驱替模型长度约为 40 cm,厚度按照比例转化后应为4 cm,但在模型厚度过薄的情况下,无法充分研究厚油层驱替过程中的重力作用,为使驱替过程中的重力作用更直观,厚度比例调整为1∶500,故人造三维非均质性模型统一尺寸规格为45.0 cm×8.0 cm×0.5 cm。

表1 模型基本参数表

实验用油为真空泵油与煤油按体积比2∶1配制,模拟渤海H油田实际原油性质,在70 ℃条件下其黏度为21.0 mPa·s,为便于实验观察,将模拟油用苏丹红染色;实验注入水根据渤海H油田实际注入水离子成分配置,其总矿化度介于3 660～3 720 mg/L之间;实验用聚合物为渤海H油田实际注入的聚丙烯酰胺,聚合物溶液质量浓度为1 600 mg/L。为便于实验观察,将注入水和聚合物溶液均用甲基蓝染色。

1.2 实验方案

为研究不同层内非均质性下的水驱和聚合物驱剩余油分布情况,共设计8组驱替实验(包括4组水驱实验和4组聚合物驱实验),具体实验方案见表2。

表2 实验方案设计表

2 实验结果与分析

2.1 水驱油实验

2.1.1 水驱结束剩余油分析

水驱结束后各模型油水分布情况见图1,当渗透率级差为4时,模型纵向各小层均得到动用,低渗层中也存在注入水突破的现象;渗透率级差略增加到5时,注入水在低渗层中有波及,但未突破;而当渗透率级差达到8和10时,水驱结束后低渗层几乎未被动用,有大量剩余油富集。

a)渗透率级差4模型

2.1.2 水驱动态特征

水驱动态特征见图2。水驱条件下,驱替倍数和采油速度关系曲线见图2-a),级差为4的模型稳产时间最长，达到0.28 PV;级差为8和10的模型稳产时间分别是0.22 PV和0.18 PV;而级差为5的模型,稳产时间最短，仅为0.15 PV。水驱条件下,不论储层非均质性强或弱,一旦结束稳产期,产量均递减较大,0.55 PV 后采油速度仅为初期采油速度的5%～15%左右。

a)水驱时驱替倍数与采油速度关系

采出程度和含水上升规律的关系见图2-b),级差为5的模型无水采收期最短,见水时采出程度为12.83%,水驱采收率为42.53%;级差为10的模型无水采收期略长,见水时采出程度为17.72%,但水驱采收率最低为40.68%;级差为8的模型无水采收期较长,见水时采出程度为20.93%,水驱采收率为43.32%;级差为4的模型无水采收期最长,见水时采出程度为25.57%,水驱采收率最高为47.76%。

以上研究结果说明,对于反韵律模型，无水采收期、水驱采收率都并非仅与渗透率级差成反比的关系，而是同时受多种非均质性关键参数的影响。根据表3可知：突进系数与无水采收期成反比,这是因为突进系数是描述注入水沿储层窜流能力的关键指标,故突进系数最大的2号模型无水采收期最短;变异系数与水驱采收率成反比,这是因为变异系数是突出模型非均质性严重程度的最直观参数。

表3 不同模型非均质参数统计表

2.2 聚合物驱油实验

2.2.1 聚合物驱结束剩余油分析

开发方式转变为早期注聚合物,驱替结束后剩余油分布见图3,不同级差的模型开发方式转变为早期注聚后,整体动用程度均有明显提高,这是因为聚合物溶液起到了封堵高渗层的作用,迫使后续注入的聚合物溶液进入中渗层和低渗层,对于级差为4和5、模型非均质性相对较弱的情况,低渗层中的剩余油较少,且呈现零星分布的状态;而对于级差为8和10、模型非均质性较强的情况,低渗层剩余油较为富集,尤其是渗透率级差为10时,底部剩余油大量富集,具有挖潜空间。

a)渗透率级差4模型

2.2.2 聚合物驱动态特征

聚合物驱时驱替倍数与采油速度关系曲线见图4-a)。级差为5模型采油速度回升至峰值时,相比同期水驱平均提高了3.54倍;级差为8和10模型采油速度回升至峰值时,相比同期水驱平均分别提高了2.95倍和2.73倍;级差为4模型水驱阶段稳产时间最长,注聚合物后采油速度回升至峰值时,相比同期水驱平均提高了5.61倍。

聚合物驱时采出程度与含水率关系见图4-b),级差为5模型和级差为10模型提高开发效果较明显,聚合物驱采收率分别提高了16.69%和14.24%,而级差为4和级差为8模型聚合物驱采收率分别提高了13.52%和13.01%。对不同级差模型聚合物驱均能起到较好的控水增油效果。渗透率级差与聚合物驱采收率成反比。说明聚合物溶液能够有效抑制黏性指进现象,并削弱模型非均质性严重程度,最终聚合物驱采收率由模型的渗透率分布范围和差异程度决定。

a)聚合物驱时驱替倍数与采油速度关系

3 现场应用实践

渤海H油田于2012年开展了早期注聚,目前已经进入到中高含水期调整挖潜阶段,根据本次研究结果,海上早期注聚油田进入中高含水期后,在反韵律为主的储层条件下,主力层位中上部驱替程度较高,而底部有不同程度的剩余油富集。对于渗透率级差大于8的储层,由于底部剩余油较为富集,具有较高的井控储量规模,故采取新增调整井的策略,井型以定向井为主,挖潜储层底部剩余油,在中高含水阶段,渤海H油田共部署了4口调整井,其无水采收期均在9～11个月左右,单井平均产能达到56～72 m3/d,高于周边老井。而对储层渗透率级差小于5的井组,剩余油富集程度相对较低,因此挖潜方式主要以深度调剖、智能管柱卡水等方式封堵顶部高渗层为主,从而改变纵向上主流线方向。通过有效增加调整井并采取调堵措施,渤海H油田的生产情况得到显著改善。根据渤海H油田调整控潜效果曲线,预测油田采收率提高约2.6%，见图5。

图5 渤海H油田调整挖潜效果图

4 结论

1)室内三维填砂模型驱替实验结果表明,通过中含水期实施早期注聚,能够有效提高中、高含水阶段的采油速度和最终采收率,从而改善海上油田中前期开发效果。

2)对于不同非均质性模型,无水采收期与突进系数成反比,突进系数越小无水采收期越长。水驱采收率与变异系数成反比,变异系数越小水驱采收率越高。聚合物驱采收率与渗透率级差成反比,渗透率级差越小聚合物驱采收率越高。

3)储层非均质性较强时,聚合物驱后低渗层仍有大量剩余油富集,结合渤海H油田实际储层情况,采取了水平井底部挖潜策略,同时对非均质性较弱储层采取调堵结合的措施,有效动用了剩余油,使油田中高含水期聚合物驱效果得到显著改善,并进一步提高了油田采收率。