胡德鵬

（1.中國石化河南油田分公司勘探開發(fā)研究院，河南南陽473132；2.河南省提高石油采收率重點實驗室，河南南陽473132）

S 油田稠油資源具有儲量規(guī)模大、油藏埋藏深、黏度范圍廣等特點。在發(fā)現(xiàn)初期，以定向井天然能量開發(fā)為主，局部井區(qū)開展了水驅(qū)開發(fā)試驗。定向井注水開發(fā)過程中表現(xiàn)出以下突出問題：原油黏度大，單井產(chǎn)能低，需采用水平井增加產(chǎn)能；水油流度比大，注入水突進嚴重，波及系數(shù)較低，需采用化學驅(qū)改善開發(fā)效果。對于可流動稠油油藏，水平井聚合物驅(qū)可降低水驅(qū)指進，擴大波及體積并提高采收率。在加拿大、阿曼等地，水平井聚驅(qū)已應用的油田地下原油黏度達500～2 000 mPa·s[1-3]，成功拓展了聚驅(qū)黏度的上限，并取得良好的增油效果，其他更高黏度的聚合物驅(qū)室內(nèi)試驗也取得了成功[4-6]。

公開資料表明，國內(nèi)外對普通稠油Ⅱ類水平井天然能量開發(fā)后直接分年轉(zhuǎn)注聚開發(fā)的相關研究較少，S 油田也僅有部分投注較早的井組注聚失效，注聚開發(fā)過程中適時動態(tài)管理缺乏可借鑒的實踐經(jīng)驗。研究以S油田為代表，建立了簡單快捷的見效時間判斷標準及見效生產(chǎn)模式，并進行生產(chǎn)階段劃分及各階段注采特征研究，明確了不同注入孔隙體積下措施內(nèi)容，以指導注聚現(xiàn)場的高效管理。并進一步開展利用動態(tài)分析方法和油藏數(shù)值模擬手段等，明確了影響已轉(zhuǎn)驅(qū)井組開發(fā)效果的主要因素，以指導下步轉(zhuǎn)驅(qū)井組的優(yōu)選。

1 聚合物驅(qū)實施簡況

S 油田儲層為中新世晚期的陸相砂巖為主的碎屑巖，受構(gòu)造活動影響明顯，為淺海潮控+古隆起控制的三角洲沉積。砂體沿古隆起周緣呈環(huán)帶狀分布，油田內(nèi)部斷裂不發(fā)育。巖石分選較好，磨圓較差，孔滲較好，孔隙度為23%～29%，滲透率為100 ～500 μm2，地下原油黏度在50 ～40 000 mPa·s。

2013年在地下原油黏度50 ～2 500 mPa·s 的天然能量開發(fā)井區(qū)，開展了4 井組水平井注聚開發(fā)試驗，驅(qū)油劑及油藏的適應性較好，噸聚增油量高達140 t，聚合物驅(qū)增油效果顯著。在此基礎上，采用水平井排狀井網(wǎng)分年將天然能量開發(fā)的水平井注聚開發(fā)，聚驅(qū)前井區(qū)含水在40%以下，采出程度在4%以下。自2016年起，聚驅(qū)產(chǎn)量占油田產(chǎn)量的60 %以上，聚合物驅(qū)是S 油田高效開發(fā)和提高采收率最關鍵的開發(fā)技術。截至2019年底，已實施聚驅(qū)井組134 個，累計注入孔隙體積0.25 PV，聚驅(qū)階段累產(chǎn)油量290×104m3，階段采出程度9.5%。

2 聚驅(qū)見效階段劃分

2.1 見效時間點確定

天然能量開發(fā)后直接轉(zhuǎn)驅(qū)油井，轉(zhuǎn)驅(qū)前含水較低，聚驅(qū)過程中可能存在無漏斗型的含水率變化曲線。見效時間點的判斷，常利用水驅(qū)導數(shù)曲線開始下降的點為見效時間點或利用聚合物驅(qū)含水率變化曲線相對于水驅(qū)出現(xiàn)明顯分叉，含水率差值大于1%的時間點為見效時間點[7]。S 油田聚驅(qū)井組較多，且不具備建立數(shù)值模型條件，現(xiàn)場井組管理很難使用上述方法，因此，探索從油井產(chǎn)狀入手，建立更簡單便捷的判斷方法。

通過對S油田單井動態(tài)分析，油井聚驅(qū)過程中日產(chǎn)液量、日產(chǎn)油量有顯著的變化，同時綜合含水和沉沒度也有其自身的變化規(guī)律，因此，可直接利用油井產(chǎn)狀變化來判斷聚驅(qū)見效時間點。油井見效時，無論轉(zhuǎn)驅(qū)前綜合含水高低，產(chǎn)狀均有以下特征，日產(chǎn)液量和日產(chǎn)油量開始上升，綜合含水不變或小幅下降，同時沉沒度不變或者上升，并且該過程持續(xù)一段時間，該持續(xù)時間段的起點即為油井見效時間點（圖1）。

圖1 S1 井見效生產(chǎn)階段劃分Fig.1 Division of effective production stages of Well-S1

2.2 見效階段劃分

根據(jù)聚驅(qū)采油井產(chǎn)量和含水變化特征，將油井聚驅(qū)階段分為誘導見效期、上升期、高峰期和遞減期（圖1），將注入階段分為誘導見效期注入階段、主導見效期注入階段和后續(xù)見效期注入階段，注采階段的對應及產(chǎn)油含水的變化特點見表1。

表1 S油田聚驅(qū)見效井各生產(chǎn)階段日產(chǎn)油、含水變化特點Table 1 Characteristics of daily oil production and water cut in each production stage of polymer flooding effective wells in S Oilfield

聚驅(qū)油井一般在累計注入0.05 PV 開始見效，0.1 PV 進入高峰期，0.25 PV 進入遞減期。高峰期產(chǎn)油倍數(shù)為見效前3倍左右，高峰期產(chǎn)量占聚驅(qū)階段產(chǎn)量的60%左右（圖2）。

圖2 S油田聚驅(qū)油井見效生產(chǎn)模式劃分示意圖Fig.2 Division of effective production modes of polymer flooding wells in S Oilfield

3 不同階段注采特征分析

3.1 聚合物驅(qū)注入特征

聚合物驅(qū)注入特征主要由注入壓力和注入能力的變化來體現(xiàn)。注入量是體現(xiàn)注入能力最直接的指標，輔助以注入黏度的變化就能有效地反映注入井的注入能力。因而，研究從注入壓力、平均單井日注入量及注入黏度的變化來表征聚合物驅(qū)的注入特征。

3.1.1 注入壓力的變化

注聚合物前油井地層壓力水平低，注入井開始注入至注入0.01 PV 時，主要以填補虧空為主，注入壓力僅0.08 MPa 左右。注入0.01 PV 聚合物后，聚合物溶液在大中孔道中吸附捕集，注入井周圍油層流體的滲流阻力增加，導致誘導注入階段后期注入壓力急劇上升。

累計注入孔隙體積達0.05 PV 后，近井地帶的聚合物吸附達到平衡，并且高滲井段驅(qū)替系統(tǒng)逐漸形成，低滲井段開始吸水，注入壓力緩慢上升，聚合物在油層中的傳播能力好，未發(fā)生大規(guī)模堵塞，注入壓力在2.28 ～4.83 MPa。累計注入孔隙體積達0.25 PV后，聚合物在油層中開始堵塞，傳播能力變差，注入壓力持續(xù)上升，并在累計注入0.36 PV 后堵塞加劇，末期注入壓力高達8.27 MPa（圖3）。

圖3 注入孔隙體積與注入壓力和注入能力的關系曲線Fig.3 Injection pressure and daily injected volume at different injected pore volumes

3.1.2 注入能力的變化

誘導見效期注入溶液以填補虧空和進入大中孔道為主，注入能力好，單井日注入量達110 m3。在累計注入孔隙體積達0.12 PV 以前，高滲層段油墻逐漸形成，低滲層段開始吸液，注聚井注入能力較好并相對穩(wěn)定，日注入量在105 m3左右。在累計注入孔隙體積達到0.12 PV 以后，低滲井段吸液能力開始下降，注入井注聚能力開始緩慢下降，日注入量在95 m3左右，注入井開始出現(xiàn)欠注現(xiàn)象。

累計注入孔隙體積達0.25 PV 以后，聚合物在油層中開始出現(xiàn)堵塞并加劇，注入能力持續(xù)下降，在累計注入0.40 PV 時注入能力下降至階段初期的52 %左右，日注能力僅52 m3，欠注現(xiàn)象嚴重（圖3）。

3.2 聚合物驅(qū)采出特征

3.2.1 產(chǎn)液能力的變化特征

聚驅(qū)采油井由誘導見效期至主導見效期的高峰期，驅(qū)替系統(tǒng)逐漸建立完成，液量快速上升，全面進入高峰期后，處于相對穩(wěn)定的驅(qū)替體系下，高滲透和低滲透層段油層產(chǎn)液能力均得到較好的發(fā)揮，單井產(chǎn)液能力高達55 m3/d，隨著進入高峰期中后期低滲層段產(chǎn)液能力變差，注入能力的下降，產(chǎn)液能力穩(wěn)中有降。

在后續(xù)見效階段，注入井注入能力持續(xù)下降，但在階段初期地層壓力保持在一個相對較高的水平，驅(qū)替界面靠近井筒附近，產(chǎn)液能力有所回升。隨著注入井高滲層段吸水能力的持續(xù)下降，油井產(chǎn)液能力也隨之持續(xù)降低，單井產(chǎn)液能力降至40 m3/d（圖4）。

圖4 注入孔隙體積與產(chǎn)量和含水的關系曲線Fig.4 Oil production and water cut at different injected pore volumes

3.2.2 產(chǎn)油能力和含水的變化特征

聚驅(qū)采油井含水變化呈四段式變化，誘導見效階段綜合含水快速上升，上升幅度高達10%左右；主導見效階段的上升期至高峰期初期含水相對穩(wěn)定，穩(wěn)中有降；完全進入高峰期至遞減期初期含水持續(xù)上升，且上升速度相對較快，上升幅度在23%左右；進入遞減期中后期含水緩慢上升且上升幅度較?。▓D4）。

產(chǎn)油能力呈五段式變化，誘導見效期油井產(chǎn)油能力相對平穩(wěn)。油井進入主導見效期后，在上升期聚驅(qū)產(chǎn)油能力快速上升，在到達高峰期后趨于相對穩(wěn)定，在高峰期后期產(chǎn)油能力開始下降進入遞減期。在遞減期后期，產(chǎn)油能力下降速度變緩直至油井聚驅(qū)開發(fā)結(jié)束（圖4）。

3.3 不同注入孔隙體積下措施目的及內(nèi)容

累計注入0.05 PV 以內(nèi)措施目的以完善注采井動態(tài)對應關系、提高低滲段注采能力和調(diào)配促使油井見效為主，措施內(nèi)容包括完善注采井網(wǎng)、高滲層調(diào)剖、低滲層油層改造、注采井動態(tài)調(diào)配等。

累計注入0.1 PV 以內(nèi)，措施目的以促使未見效井見效、已見效井及時進入高峰期為主要目的，措施內(nèi)容包括對未見效井提液引效，已見效井保證注采能力并及時提液[8]。

累計注入0.25 PV 以內(nèi)，措施目的以延長高峰期持續(xù)時間為主，措施內(nèi)容包括平衡注聚、水平段均勻吸水、防止聚合物竄流、提高物性較差層段的注采能力、促使弱勢方向見效、控制聚竄、動用低滲層段、穩(wěn)油控水、提液充分發(fā)揮聚合物驅(qū)的增油作用等[9-11]。

累計注入0.25 PV 以后，后續(xù)見效期以延長聚驅(qū)增油降水效果為主，措施內(nèi)容包括降壓增注、調(diào)剖、堵水、調(diào)配分注和追加段塞[12-13]。

4 影響聚驅(qū)井組開發(fā)效果的主要因素

S 油田水平井聚合物驅(qū)油井見效類型主要為先見效后見聚，高峰期持續(xù)時間505 d 左右，高峰期產(chǎn)油倍數(shù)4.6 倍，高峰期產(chǎn)量占油井聚驅(qū)階段累產(chǎn)的60%，聚驅(qū)增油效果顯著，聚驅(qū)開發(fā)取得了較好的開發(fā)效果。但在聚合物驅(qū)開發(fā)過程中存在以下突出問題：①單向井比例高，注采井網(wǎng)不完善；②地層壓力水平低，部分注入井長期無注入壓力或注入壓力低；③部分井投產(chǎn)即見效，高峰期生產(chǎn)時間短；④原油黏度大于1 600 mPa·s 井區(qū)原油流動性差，油井見水早；⑤古隆起附近井組注采能力差，聚驅(qū)增油效果差。

為保證下步轉(zhuǎn)驅(qū)井組取得預期的開發(fā)效果，開展了影響聚驅(qū)井組開發(fā)效果的主要因素研究。在聚合物驅(qū)油過程中，影響驅(qū)油效果的因素眾多，主要包括儲層條件、原油黏度等油藏地質(zhì)因素和轉(zhuǎn)驅(qū)時機、注采參數(shù)等開發(fā)生產(chǎn)因素[14-17]。研究主要從已開展的聚驅(qū)井區(qū)的油藏條件和聚驅(qū)過程暴露出的突出問題出發(fā)，評價這些因素對聚驅(qū)井組開發(fā)效果的影響，以指導下步轉(zhuǎn)驅(qū)井組的篩選。

要明確各種因素對聚合物驅(qū)效果的影響，需分區(qū)分類對已實施聚驅(qū)井組開展聚合物驅(qū)有效性評價和聚合物驅(qū)效果的技術評價。聚驅(qū)現(xiàn)場常利用注入壓力、注入能力和見效時間等指標評價聚合物驅(qū)有效性。利用增油量、提高采收率、噸聚增油等指標進行聚合物驅(qū)效果的技術評價。

對見效較好的區(qū)域，聚合物驅(qū)適應性較好，主要進行聚合物驅(qū)效果的技術評價，而對于見效差的區(qū)域，還需對聚合物驅(qū)的有效性進行評價。

4.1 油藏地質(zhì)因素

4.1.1 沉積微相影響

在S油田聚驅(qū)井區(qū)，已完鉆水平井僅進行巖性測井，水平段在600 m 左右，砂厚及物性變化快，因此，以微相變化來開展巖性及物性對聚驅(qū)效果的影響研究[18-19]。聚驅(qū)井區(qū)依次發(fā)育水下分流河道、前緣席狀砂和水下分流河道間，對應的砂體厚度依次由厚變薄，物性由好變差。油層條件的差異直接導致油井見效時間的長短，聚驅(qū)階段增油量、噸聚增油和提高采收率的差異。

由水下分流河道、前緣席狀砂到水下分流河道間，見效時間隨物性厚度的變差而逐漸增長。位于水下分流河道、前緣席狀砂的油井，聚驅(qū)開發(fā)均能取得較好的開發(fā)效果，聚驅(qū)產(chǎn)油倍數(shù)在4.3倍以上，噸聚增油量在90 t以上，提高采收率幅度在10%以上。而水下分流河道間油井，由于聚合物驅(qū)有效性差，導致增油效果變差，僅為水下分流河道的50%左右（表2）。

表2 不同微相井區(qū)油井主要開發(fā)指標對比匯總Table 2 Comparison of main development indexes of oil wells in well areas with different microfacies

4.1.2 原油黏度的影響

聚合物驅(qū)主要是通過改善油水流度比、擴大波及體積，從而提高原油采收率。聚合物溶液地下黏度與地層中原油黏度的比值越大，聚驅(qū)提高采收率幅度越高，但原油黏度太高，不利于聚合物驅(qū)油作用的發(fā)揮[20-21]。

注聚開發(fā)至含水95%時，黏度50～150 mPa·s 的油井，注入孔隙體積達0.59 PV，而150 ～10 000 mPa·s的油井見水時間隨黏度增加而提前，噸聚合物增油及聚驅(qū)提高采收率隨黏度增加而降低。在原油黏度2 000 mPa·s以下井區(qū)，噸聚增油量在75 t以上，聚合物驅(qū)能取得較好開發(fā)效果。黏度在2 000 ～10 000 mPa·s井區(qū)，聚驅(qū)有一定的增油效果，但效果變差，特別5 000 mPa·s以上井區(qū)，增油幅度有限，聚合物驅(qū)有效性較差，噸聚合物增油僅32 t，階段采收率僅4.4 %（表3），不適宜注聚開發(fā)。

表3 不同原油黏度井區(qū)已見效油井產(chǎn)油量對比統(tǒng)計Table 3 Comparison of oil production of effective oil wells in well areas with different crude oil viscosity

4.1.3 古隆起的影響

聚驅(qū)開發(fā)的主要油層均沿著古隆起呈環(huán)帶狀連片分布，在古隆起附近井區(qū)，聚驅(qū)過程中注入井表現(xiàn)出壓力上升快，注入壓力高，注入能力低注采能力差的特點。古隆起附近注入井日注入能力僅為小層的43 %，而平均注入壓力則比小層高3.7 MPa（表4）。附近油井更難見效聚驅(qū)效果，見效時間較小層平均晚77 d，增油量僅為小層平均的29%，提高采收率幅度低7.8 %（表5）。古隆起附近井區(qū)，聚合物驅(qū)有效性和聚驅(qū)增油效果均差，不適宜注聚開發(fā)。

表4 典型井區(qū)注入井累計注入狀況統(tǒng)計Table 4 Accumulative injection status of injection wells in typical well areas

表5 典型井區(qū)油井與小層聚驅(qū)效果對比統(tǒng)計Table 5 Comparison of polymer flooding effects between oil wells in typical well areas and wells in single layer

4.2 開發(fā)生產(chǎn)因素

4.2.1 井網(wǎng)完善程度的影響

聚驅(qū)井區(qū)目前采用的是水平井排狀井網(wǎng)，油井注采對應以兩向為主，但部分注采井網(wǎng)不完善井區(qū)為單向?qū)?。單向注采對應井較雙向注采對應井見效時間晚29 d，在高峰期生產(chǎn)階段，高峰期持續(xù)時間短138 d，高峰期日增油少7 m3，聚驅(qū)增油量僅為雙向注采對應井的66%，噸聚增油量少23 t，提高采收率幅度低3.7 %（表6）。注采井網(wǎng)越完善，油井就越容易見效，高產(chǎn)段持續(xù)時間就越長，含水上升速度就越慢，儲量動用程度越高，聚驅(qū)增油效果就越好（圖5）。

表6 不同注采對應類型油井高峰期生產(chǎn)階段增油效果對比統(tǒng)計Table 6 Comparison of oil increase effect in peak production stage of oil wells with different types of injection-production correspondence

圖5 單向和多向見效井日產(chǎn)油量和含水對比曲線Fig.5 Comparison of daily oil production and water cut between bidirectional and multidirectional effective wells

4.2.2 油水井投產(chǎn)投注時間的影響

由于S油田聚驅(qū)采用滾動式投入開發(fā)，聚驅(qū)井區(qū)共有32口油井在井區(qū)注聚開發(fā)一段時間后才完鉆投產(chǎn)，其中16口井投產(chǎn)即見效。

油井投產(chǎn)時間在井組投注之后，聚驅(qū)前緣已推至新井附近，直接導致油井投產(chǎn)即見效。油井投產(chǎn)即進入高峰期，后快速進入遞減期，極大地縮短了對產(chǎn)能貢獻較大的高峰期，導致高峰期生產(chǎn)階段累產(chǎn)油量僅為正常投產(chǎn)的46%（表7）。

表7 投產(chǎn)時間晚于井組聚驅(qū)時間油井與正常井聚驅(qū)效果對比Table 7 Comparison of polymer flooding effect between normal wells and oil wells with production time later than polymer flooding time in well groups

4.2.3 轉(zhuǎn)驅(qū)前地層壓力的影響

聚驅(qū)井區(qū)轉(zhuǎn)驅(qū)前地層壓力水平僅為原始地層壓力的50%左右，轉(zhuǎn)驅(qū)前地層壓力水平較低，部分注入井存在長期無注入壓力或注入壓力低的現(xiàn)象。應用數(shù)值模擬方法研究了轉(zhuǎn)驅(qū)前不同地層壓力（均低于泡點壓力）下轉(zhuǎn)聚合物驅(qū)提高采收率的情況，聚驅(qū)注入速度0.1 PV/a，注采比1∶1，極限含水95 %。隨著注聚前平均地層壓力增加，聚驅(qū)提高采收率顯著增大，但壓力保持水平在90%以后，注入井欠注情況加劇，聚驅(qū)結(jié)束時間提前，提高采收率明顯下降，轉(zhuǎn)驅(qū)壓力保持水平為85%左右時轉(zhuǎn)聚合物驅(qū)開發(fā)效果最好（圖6）。

圖6 注聚前不同地層壓力保持水平下的采收率Fig.6 Recovery rate at different formation pressure maintenance levels before polymer injection

5 結(jié)論

1）水平井聚合物驅(qū)見效井生產(chǎn)模式的建立，為油水井按注采階段的分類管理提供了可靠的基礎；注采階段措施目的和措施內(nèi)容的明確，提高了現(xiàn)場人員制定調(diào)整方案的效率和有效性。

2）通過對注聚井區(qū)油藏條件和突出問題成因的評價，確定了原油黏度等因素為影響目前聚驅(qū)井組開發(fā)效果的關鍵因素。

3）現(xiàn)場聚合物驅(qū)實踐表明，注聚開發(fā)井區(qū)在確保注采同步和遠離古隆起的情況下，井區(qū)地下原油黏度在5 000 mPa·s 以下，噸聚增油量均能達到40 t以上。其中，原油黏度2 000 mPa·s 以下井區(qū)，噸聚合物增油量在75 t 以上，注聚開發(fā)增油效果顯著，該類井區(qū)為下步轉(zhuǎn)注聚開發(fā)的目標井區(qū)。