周叢叢，崔長(zhǎng)玉，郭松林

(中國(guó)石油大慶油田有限責(zé)任公司，黑龍江 大慶 163712)

0 引 言

聚合物驅(qū)油技術(shù)研究始于20世紀(jì)50年代，在80年代得到高速發(fā)展并形成了成熟的化學(xué)驅(qū)理論，后來由于低油價(jià)和環(huán)保的影響，聚合物驅(qū)項(xiàng)目數(shù)量開始下降。中國(guó)三次采油發(fā)展以大慶油田聚合物驅(qū)為主，截至2018年，聚合物驅(qū)產(chǎn)油量連續(xù)13 a超過1 000×104t/a，成為大慶油田持續(xù)發(fā)展的關(guān)鍵技術(shù)。大慶油田根據(jù)油層物性及沉積單元不同在1973年將油田劃分為三類油層，其中，一、二類油層主要針對(duì)的是有效滲透率大于100 mD，單層有效厚度大于0.5 m的油層。一般水驅(qū)開發(fā)綜合含水達(dá)到95%以后，一、二類主力油層考慮進(jìn)行化學(xué)驅(qū)來提高采收率。目前，大慶油田常規(guī)聚合物驅(qū)由二類A油層轉(zhuǎn)向二類B油層，注入?yún)?shù)與儲(chǔ)層匹配率低、地下工作黏度低、驅(qū)油效果變差，急需聚合物驅(qū)方案優(yōu)化設(shè)計(jì)方法和及時(shí)有效的跟蹤調(diào)整方法[1-5]。大慶油田一類油層聚合物驅(qū)平均流壓是4.6 MPa，二類油層平均流壓是3.4 MPa，現(xiàn)場(chǎng)區(qū)塊資料發(fā)現(xiàn)，聚合物驅(qū)全過程流壓變化沒有明顯規(guī)律，大部分區(qū)塊聚合物驅(qū)流壓控制在一個(gè)大致范圍內(nèi)，有必要從理論上來研究聚合物驅(qū)全過程流壓變化規(guī)律，為合理壓力系統(tǒng)構(gòu)建提供理論依據(jù)。聚合物驅(qū)階段生產(chǎn)井流壓變化規(guī)律及影響因素方面的國(guó)內(nèi)外理論研究較少，流壓控制水平一般借鑒水驅(qū)或依靠經(jīng)驗(yàn)，造成注聚見效階段效果不理想[6-8]。因此，有必要開展聚合物驅(qū)合理流壓研究，明確不同聚合物驅(qū)階段流壓變化規(guī)律，為構(gòu)建合理注采壓力系統(tǒng)、提液上產(chǎn)提供理論依據(jù)。

1 聚合物驅(qū)全過程流壓變化規(guī)律

1.1 理論依據(jù)

聚合物溶液是一種擬塑性的非牛頓流體[9-12]，當(dāng)聚合物溶液突破以后，即生產(chǎn)井聚合物濃度快速上升時(shí)，流體在油藏中的流動(dòng)符合冪律流體在多孔介質(zhì)中的穩(wěn)定滲流模式，其滲流方程可簡(jiǎn)化為：

(1)

式中：r為地層中的點(diǎn)距井筒中心的距離，m；p為地層壓力，MPa。

其定解條件為：

p|r=re=pe

(2)

p|r=rw=pwf

(3)

(4)

根據(jù)式(1)—(4)，并假設(shè)流體壓縮系數(shù)值很小，多孔介質(zhì)的孔隙度為常數(shù)，壓力梯度很小，且為穩(wěn)定流動(dòng)，求解得到冪律流體在多孔介質(zhì)中穩(wěn)定滲流的生產(chǎn)井流入動(dòng)態(tài)方程：

(5)

式中：pe為原始地層壓力，MPa；pwf為生產(chǎn)井井底流壓，MPa；q為總產(chǎn)液量，m3；h為油層厚度，m；μeff為生產(chǎn)井聚合物溶液黏度，mPa·s；K為油層滲透率，mD；re為泄油半徑，m；rw為井筒半徑，m；B為體積系數(shù)；n為冪律指數(shù)。

當(dāng)聚合物驅(qū)生產(chǎn)井端開始大量見聚后，聚合物溶液黏度迅速變大，需要增大生產(chǎn)壓差，井底流壓明顯變小，當(dāng)出口端聚合物溶液黏度穩(wěn)定后，流壓穩(wěn)定在低值范圍。在聚合物驅(qū)實(shí)踐中，采聚濃度上升后，聚合物黏度快速增大，而產(chǎn)液量逐漸變小，但方程中0

1.2 聚合物驅(qū)階段流壓數(shù)值模擬研究

為驗(yàn)證聚合物驅(qū)不同階段的流壓變化規(guī)律，采用大慶油田某二類油層區(qū)塊實(shí)際資料，設(shè)計(jì)了“四注九采”地質(zhì)模型。主要參數(shù)如下：有效厚度為2 m，滲透率為300 mD，孔隙度為0.26，聚合物分子量為1 200×104，濃度為1 000 mg/L，井距為175 m，聚合物用量為800 mg/L·PV，原始地層壓力為11.0 MPa，飽和壓力為9.2 MPa，模型中的聚合物溶液的流變特征采用Meter方程[13-22]，剪切速率為30.25 s-1，聚合物吸附采用Langmuir等溫吸附模型，見式(6)。

(6)

數(shù)值模擬結(jié)果顯示，由于水驅(qū)、聚合物驅(qū)驅(qū)油機(jī)理不同，流壓變化規(guī)律有明顯區(qū)別(圖1、2)。水驅(qū)過程中流壓基本穩(wěn)定，呈現(xiàn)緩慢上升趨勢(shì)，聚合物驅(qū)過程中生產(chǎn)井流壓初期較穩(wěn)定，在含水下降階段流壓快速下降最后穩(wěn)定在低值范圍，而且聚合物驅(qū)生產(chǎn)井流壓開始快速下降點(diǎn)發(fā)生在生產(chǎn)井的采聚濃度快速上升時(shí)。

圖1 典型模型聚合物驅(qū)生產(chǎn)井流壓變化規(guī)律

圖2 聚合物驅(qū)生產(chǎn)井流壓與采聚濃度變化規(guī)律

2 聚合物驅(qū)生產(chǎn)井流壓影響因素研究

影響聚合物驅(qū)生產(chǎn)井流壓的因素主要有：油層性質(zhì)、注聚參數(shù)及工程因素(包括泵排量、沖程、沖次及措施量)，從理論方面借助化學(xué)驅(qū)數(shù)值模擬作為輔助手段，研究地層壓力、注采比及油層性質(zhì)等對(duì)流壓的影響。

2.1 地層壓力評(píng)價(jià)

利用Chemeor化學(xué)驅(qū)軟件建立經(jīng)典模型，設(shè)計(jì)轉(zhuǎn)驅(qū)前地層壓力由7.5～12.0 MPa共10個(gè)方案。選取了注聚合物前地層壓力為7.5、11.0 MPa時(shí)聚合物驅(qū)的生產(chǎn)井流壓變化。結(jié)果表明：地層壓力越低，生產(chǎn)井流壓越低，且地層壓力低于飽和壓力時(shí)，開始脫氣，形成油氣水三相流動(dòng)，地層中油水兩相黏度增加，增大了流體滲流阻力，聚合物溶液突破延緩，流壓下降時(shí)間延遲。

2.2 注采比評(píng)價(jià)

應(yīng)用數(shù)值模擬方法模擬了注采比分別為1.0和0.8時(shí)聚合物驅(qū)中心生產(chǎn)井流壓的變化，如圖3所示。注采比小于1.0時(shí)，由于產(chǎn)液量高于注入量，需要放大生產(chǎn)壓差來滿足高產(chǎn)液量要求，在地層壓力不變的情況下，注聚合物初期生產(chǎn)井流壓就開始下降，且流壓值較低。而當(dāng)注采比為1.0時(shí)，注采平衡，油藏注采壓力系統(tǒng)穩(wěn)定，聚驅(qū)流壓在采聚濃度上升時(shí)才開始下降。

圖3 注采比對(duì)聚合物驅(qū)流壓影響

2.3 注水井供液能力評(píng)價(jià)

中心生產(chǎn)井由于周圍注水井供液充足，產(chǎn)液量高，聚合物驅(qū)過程中流壓下降幅度較大，聚合物驅(qū)結(jié)束時(shí)流壓低；而邊角生產(chǎn)井由于周圍注水井供液不足，產(chǎn)液量較低，在地層壓力穩(wěn)定的前提下，需要的生產(chǎn)壓差較小，所以流壓下降幅度小，聚合物驅(qū)階段流壓大(圖4)。

圖4 注水井供液能力對(duì)聚合物驅(qū)流壓影響

2.4 油層滲透率及變異系數(shù)

設(shè)計(jì)了不同油層組合方式對(duì)聚合物驅(qū)生產(chǎn)井流壓的影響(表1，kv為滲透率變異系數(shù)),生產(chǎn)井滲透率越高，流壓值越高，流壓下降幅度越??；油層非均質(zhì)性越強(qiáng)、滲透率越高，聚合物溶液在地層中突破時(shí)間越早，生產(chǎn)井采出液中聚合物溶液濃度越高，流壓開始下降的時(shí)間越早(圖5)。

表1 模型設(shè)計(jì)參數(shù)

圖5 不同滲透率油層組合下的聚合物驅(qū)全過程流壓情況

由圖5可知：大慶油田一、二類油層注聚區(qū)塊生產(chǎn)井流壓呈現(xiàn)出由北向南逐漸降低趨勢(shì)，這與大慶長(zhǎng)垣地區(qū)油層條件由北向南逐漸變差有關(guān)。隨著大慶油田注聚對(duì)象逐漸變差，二類油層聚合物驅(qū)的流壓值普遍低于一類油層，采聚濃度快速上升的時(shí)間變晚，流壓下降的時(shí)間較一類油層變晚。

3 流壓對(duì)聚合物驅(qū)效果影響

以大慶油田A區(qū)塊為對(duì)象，開展生產(chǎn)井流壓變化對(duì)聚合物驅(qū)效果的影響研究。對(duì)于注采完善的中心生產(chǎn)井，聚合物驅(qū)流壓控制越低，階段累計(jì)產(chǎn)油量越高(表2)。

表2 注采完善7口中心生產(chǎn)井流壓與累計(jì)產(chǎn)油量關(guān)系

對(duì)于地質(zhì)情況差、注采不完善生產(chǎn)井，由于配產(chǎn)低，井底流壓較大，平面上地層壓力分布很不均衡，導(dǎo)致油向低壓區(qū)運(yùn)移，表現(xiàn)為注不進(jìn)、采不出。對(duì)于這樣的生產(chǎn)井建議提液生產(chǎn)，降低井底流壓來提高生產(chǎn)壓差，使平面區(qū)域壓力分布更均衡，改善聚合物驅(qū)開發(fā)效果。

4 現(xiàn)場(chǎng)實(shí)例驗(yàn)證與應(yīng)用

4.1 現(xiàn)場(chǎng)實(shí)例驗(yàn)證

統(tǒng)計(jì)了大慶油田4個(gè)聚合物驅(qū)效果較好的A類區(qū)塊及3個(gè)聚合物驅(qū)效果差的D類區(qū)塊的流壓，如圖6、7所示。現(xiàn)場(chǎng)資料表明：聚合物驅(qū)效果較好區(qū)塊生產(chǎn)井，隨著采聚濃度上升，流壓下降，后期穩(wěn)定在低值；聚合物驅(qū)效果較差的區(qū)塊，采聚濃度迅速上升時(shí)流壓沒有明顯下降，含水回升期流壓偏高，流壓控制不好是影響聚合物驅(qū)效果的一個(gè)因素。

4.2 現(xiàn)場(chǎng)實(shí)例應(yīng)用

以大慶油田二類油層工業(yè)化區(qū)塊C塊為例，該區(qū)塊2016年初開始注入聚合物，目前處于含水下降階段，采收率提高僅為2.1%，屬于聚合物驅(qū)效果較差的區(qū)塊，區(qū)塊注入聚合物初期平均流壓為2.7 MPa，含水下降階段平均流壓為3.6 MPa，采聚濃度達(dá)到335 mg/L并呈現(xiàn)快速上升趨勢(shì)，但流壓并沒有下降。應(yīng)用聚合物驅(qū)合理流壓控制方法對(duì)C區(qū)塊進(jìn)行了調(diào)控，通過調(diào)整井組注采結(jié)構(gòu)，構(gòu)建了合理的壓力系統(tǒng)(表3)。通過6個(gè)月調(diào)整，截至2018年8月，生產(chǎn)井平均流壓由平均3.6 MPa下降到3.1 MPa，降低了0.5 MPa，日產(chǎn)液量增加了494 t/d，日產(chǎn)油量增加了167 t/d，綜合含水繼續(xù)下降，相比調(diào)整前降低了1.02%，聚合物驅(qū)開發(fā)效果明顯變好。

圖6 A類區(qū)塊聚合物驅(qū)流壓跟采聚濃度變化

圖7 D類區(qū)塊聚合物驅(qū)流壓跟采聚濃度變化

5 結(jié) 論

(1) 聚合物溶液在油藏中流動(dòng)符合擬塑性的非牛頓流體模式，聚合物驅(qū)開采初期生產(chǎn)井流壓保持在較高水平；在含水下降階段，當(dāng)生產(chǎn)井采出端采聚濃度迅速上升時(shí)流壓開始下降并穩(wěn)定在低值范圍；含水回升階段后期，隨著產(chǎn)液量下降，地層壓力恢復(fù)，流壓緩慢回升。

(2) 聚合物驅(qū)生產(chǎn)井流壓理論上受地層壓力、注采比、水井供液及油層滲透率和變異系數(shù)影響較大。其中，地層壓力越低、生產(chǎn)井流壓越低、滲透率越高的生產(chǎn)井，流壓相對(duì)越高；生產(chǎn)井非均質(zhì)性越強(qiáng)、產(chǎn)出端越早見聚、流壓開始下降的時(shí)間越早。

(3) 應(yīng)用聚合物驅(qū)合理流壓控制方法，通過改變抽油機(jī)抽吸參數(shù)及換泵等措施調(diào)整了正在實(shí)施C區(qū)塊井組的注采結(jié)構(gòu)，構(gòu)建了合理的壓力系統(tǒng)。通過6個(gè)月的調(diào)整，區(qū)塊流壓降低了0.5 MPa，聚合物驅(qū)開發(fā)效果變好。