周叢叢

（中國石油大慶油田有限責(zé)任公司勘探開發(fā)研究院，黑龍江 大慶163712）

大慶油田的聚合物驅(qū)［1-2］自1995年開始工業(yè)化推廣應(yīng)用以來，取得了巨大成功。截至2014年底，大慶油田一類油層未實施儲量為0.91 億噸，二類油層未實施儲量為12.57 億噸［3-6］。隨著一類油層注聚潛力減少，為保持油田持續(xù)高產(chǎn)和聚合物驅(qū)現(xiàn)有規(guī)模，開發(fā)對象已由一類油層轉(zhuǎn)移到二類油層。與一類油層相比，二類油層存在油層厚度小、滲透率低、平面及縱向非均質(zhì)性嚴(yán)重的問題［7-9］。由于注聚合物對象儲層物性變差，以往基于一類油層研究取得的規(guī)律認(rèn)識，已經(jīng)不能完全指導(dǎo)二類油層聚合物驅(qū)調(diào)整工作。文中結(jié)合大慶油田55 個工業(yè)化區(qū)塊聚合物驅(qū)實踐，明確了聚合物驅(qū)各階段劃分標(biāo)準(zhǔn)，定量描述了一、 二類油層各項開采指標(biāo)的變化規(guī)律及差異性，深化了對聚合物驅(qū)開發(fā)規(guī)律的認(rèn)識，為減緩聚合物驅(qū)矛盾、及時有效跟蹤調(diào)整措施提供依據(jù)。

1 聚合物驅(qū)階段劃分

根據(jù)聚合物驅(qū)綜合含水曲線的變化特點，將聚合物驅(qū)劃分為5 個階段（見圖1），這5 個階段除了含水低值階段以外，其他4 個階段的劃分原則比較明確?，F(xiàn)場動態(tài)分析調(diào)整時，一般認(rèn)為含水率到達(dá)最低點以后，進(jìn)入含水低值階段，開始采取各種措施以延長含水低值期［10］，但究竟低值期什么時候結(jié)束，各采油廠標(biāo)準(zhǔn)不盡相同。研究發(fā)現(xiàn)，聚合物驅(qū)階段各項開采指標(biāo)在聚合物用量為165～210 mg/L·PV 時，出現(xiàn)快速變化的拐點。分析認(rèn)為，該點為聚合物驅(qū)關(guān)鍵點，繼續(xù)注聚合物，區(qū)塊將進(jìn)入含水低值期。

圖1 聚合物驅(qū)不同開發(fā)階段劃分示意

通過7 個關(guān)鍵點（注聚前、含水開始下降點、含水低值點、含水最低點、含水回升點、轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)點、后續(xù)水驅(qū)點）將聚合物驅(qū)全過程劃分為5 個階段，即未見效階段、含水下降階段、含水低值階段、含水回升階段和后續(xù)水驅(qū)階段。

2 聚合物驅(qū)過程注采指標(biāo)變化特征

2.1 注入壓力

當(dāng)聚合物溶液開始進(jìn)入中低滲層時，中低滲層得到動用，含水率下降。一、二類油層在含水下降期由于驅(qū)替液黏度增大，注入壓力上升速度快，中后期注入壓力上升的速度下降或基本穩(wěn)定［11-12］。表1統(tǒng)計了一、二類油層13 個區(qū)塊的注入壓力升高幅度。由于一類油層埋藏深，油層條件好，空白水驅(qū)階段壓力低，而油層允許注入壓力高，因此一類油層聚合物驅(qū)全程注入壓力及注入壓力升幅較二類油層高。

2.2 視吸水指數(shù)

一、 二類油層聚合物驅(qū)在不同階段的單位聚合物用量下的視吸水指數(shù)的下降速度見表2。由于一、二類油層在含水下降期注入量較大，而注入壓力處于上升期，還未達(dá)到高峰期，因此視吸水指數(shù)下降速度大，含水低值期視吸水指數(shù)下降速度減小，含水回升期視吸水指數(shù)下降速度下降趨緩。二類油層地層條件差，平均注入壓力較一類油層低，但聚合物溶液用量較大，二類油層的視吸水指數(shù)及其下降速度低于一類油層（見圖2）。

表1 一、二類油層不同階段注入壓力升幅

表2 一、二類油層不同階段視吸水指數(shù)下降速度變化

圖2 聚合物驅(qū)視吸水指數(shù)變化曲線

2.3 產(chǎn)液指數(shù)

計算了一、 二類油層聚合物驅(qū)不同階段單位用量下的產(chǎn)液指數(shù)遞減率（見表3），一、二類油層聚合物驅(qū)不同階段產(chǎn)液指數(shù)遞減率差異較大。聚合物溶液與一類油層匹配較好，具有較高的產(chǎn)液能力，產(chǎn)液指數(shù)明顯高于二類油層（見圖3）。二類油層在含水下降期產(chǎn)液指數(shù)遞減率較大，含水低值期產(chǎn)液指數(shù)遞減率變小，含水回升期產(chǎn)液指數(shù)遞減率趨于平緩［10］。

2.4 采出液聚合物質(zhì)量濃度

一類油層采出液中聚合物質(zhì)量濃度在聚合物用量為400～500 mg/L·PV 時達(dá)到最大值，之前聚合物質(zhì)量濃度上升速度較快，統(tǒng)計曲線變化斜率達(dá)到1.7，之后聚合物質(zhì)量濃度基本保持穩(wěn)定；二類油層在注聚過程中該值上升速度較慢，后期上升速度略有下降，統(tǒng)計全過程，采聚質(zhì)量濃度曲線斜率達(dá)到0.7（見圖4）。

表3 一、二類油層不同階段產(chǎn)液指數(shù)遞減率變化

圖3 一、二類油層聚合物驅(qū)產(chǎn)液指數(shù)對比

圖4 一、二類油層采出液中聚合物質(zhì)量濃度對比

分析認(rèn)為，采出液聚合物質(zhì)量濃度變化與油層條件有關(guān)，另外與注入聚合物質(zhì)量濃度相關(guān)性較高。為有效表征注入端聚合物質(zhì)量濃度對采聚質(zhì)量濃度的影響，引入采出液聚合物相對質(zhì)量濃度ρr表征聚合物段塞突破的難易程度，即

式中： ρop為采出液中聚合物質(zhì)量濃度，mg/L；ρp為注入聚合物質(zhì)量濃度，mg/L。

對比2 類油層的ρr，總體上，一類油層ρr＜0.6，二類油層ρr＜0.4，表明一類油層聚合物段塞較二類油層更容易突破，在方案設(shè)計上應(yīng)適當(dāng)增加注入聚合物質(zhì)量濃度（見圖5）。

圖5 一、二類油層聚合物驅(qū)相對采聚質(zhì)量濃度對比

2.5 綜合含水率

統(tǒng)計了一類油層3 個區(qū)塊180 口油井及二類油層2 個區(qū)塊220 口油井的綜合含水率數(shù)據(jù)，發(fā)現(xiàn)一、二類油層含水率曲線形態(tài)不同。從含水率曲線的形態(tài)來看，U 型［13-15］見效程度最好；其次√型，含水回升期回升緩慢；V 型和直線型見效程度較差。一類油層以U 型為主，占44.6%，√型占28.9%，V 型和直線型占26.5%；二類油層U 型比例較少，占14.7%，√型較多，占40.5%，V 型和直線型占44.8%。

一類油層含水率下降幅度大，含水低值期持續(xù)時間長，二類油層單位用量下含水率下降幅度小，但后期含水率上升速度緩慢且跨度大（見表4）。

表4 一、二類油層綜合含水指標(biāo)對比

2.6 產(chǎn)油量

統(tǒng)計了大慶油田一、 二類油層在聚合物驅(qū)不同階段的產(chǎn)油量占總產(chǎn)油量的比例（見圖6），發(fā)現(xiàn)一類油層在含水下降期和低值期的產(chǎn)油量占總產(chǎn)油量的比例為57%，而二類油層在含水回升期的產(chǎn)油量占總產(chǎn)油量的比例達(dá)到60%。二類油層產(chǎn)油量高峰期滯后，因此，對于二類油層，應(yīng)該在含水回升期增加措施來提高聚合物驅(qū)油效果。

對北A 塊油田整個開發(fā)歷程進(jìn)行數(shù)值模擬，模擬了縱向上不同沉積單元PI2（發(fā)育較好）和PI7（發(fā)育較差），及平面上不同沉積相（河道砂和非河道砂）的產(chǎn)油量，發(fā)現(xiàn)發(fā)育較差的油層產(chǎn)油量滯后（見圖7、圖8）。

圖6 一、二類油層聚合物驅(qū)各階段產(chǎn)油量比例

圖7 不同沉積單元聚合物驅(qū)各階段產(chǎn)油量比例

圖8 不同沉積相聚合物驅(qū)各階段產(chǎn)油量比例

3 結(jié)論

1）通過工業(yè)化聚合物驅(qū)區(qū)塊現(xiàn)場資料分析，定量描述了一、二類油層在聚合物驅(qū)各階段注入壓力、視吸水指數(shù)、產(chǎn)液指數(shù)、采聚質(zhì)量濃度、綜合含水率等指標(biāo)的變化規(guī)律。一類油層產(chǎn)油量在含水低值期分布比例最高，而二類油層在含水回升期較高。北A 塊數(shù)值模擬結(jié)果驗證了條件差的油層產(chǎn)油量高峰期會滯后。

2）各項開采指標(biāo)在聚合物用量165～210 mg/L·PV 時出現(xiàn)快速變化的拐點，該點對應(yīng)的含水率降幅是含水率最大降幅的2/3，認(rèn)為該點為聚合物驅(qū)關(guān)鍵點，繼續(xù)注聚，區(qū)塊將進(jìn)入含水低值期。

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