海上油田聚合物注入质量浓度优化新方法

王立垒,李彦来,瞿朝朝,杨锁,刘玉娟

(中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海石油研究院,天津 300459)

聚合物驱为油田进入高含水阶段后一种最主要的提高采收率的方法,室内实验和矿场实践均表明,其在提高油田最终采收率方面起着重要作用[1-10].海上油田开发有别于陆上油田,主要在于海上油田的平台寿命有限,这决定了海上油田必须实施高速高效的开采方法.因此,早期注聚便在海上进行了矿场试验及应用[11-15].早期注聚后,储层地下渗流特征和剩余油分布特征较晚期注聚更复杂,不同井组之间的差异也更大.注入浓度设计不合理会导致聚合物的利用率降低,油田开发效果变差[16-17].

在海上油田早期注聚方案设计中,由于不同井组之间的差异表现还没有那么明显,故不同注聚井的注入质量浓度设计为同一值.随着油田开发的进行,由于不同井组间储层物性、非均质程度、开采速度等方面的差异,造成不同井组间的含水率与采出程度不同,再使用同一注聚质量浓度,显然不符合油田实际.因此,有必要根据井组间的含水率差异进行单井注聚质量浓度设计,从而节约聚合物驱成本,提高聚驱效果.

1 注入质量浓度优化

注入质量浓度优化设计基本思想:聚合物驱提高油田采收率主要是通过增加水相黏度和降低水相渗透率,从而降低水油流度比、增大波及体积而实现的.所以,在实际聚合物注入质量浓度的设计中,当聚合物溶液流度等于其前缘油水混合带的总流度时,即为最优流度[18].根据最优流度和流度计算公式,可以计算得到最优的注入黏度,最后根据最优注入黏度和聚合物黏浓关系,即可得到最优的注入质量浓度.

2 计算公式

2.1 最优注入黏度

根据水油流度比的定义,聚驱前缘油水总流度为

式中:λow为聚驱前缘油水总流度,10-3μm2/(mPa.s);K为绝对渗透率,10-3μm2;Kro,Krw分别为油相和水相的相对渗透率;μo,μw分别为油相和水相的黏度,mPa.s.

聚合物溶液的流度为

式中:λp为聚合物溶液流度,10-3μm2/(mPa.s);Rk为阻力系数;μp为聚合物溶液黏度,mPa.s.

根据注入质量浓度优化设计思想,聚合物溶液流度等于其前缘油水混合带的总流度时,即为最优流度,表达式为

根据式(1)-(3),最优聚合物溶液黏度为

式中:μpopt为聚合物溶液最优注入黏度,mPa.s.

2.2 最优注入质量浓度

式(4)中聚合物黏度和阻力系数均为聚合物质量浓度的函数,其中阻力系数与注入质量浓度的关系为

式中:Rkmax为最大阻力系数;b为阻力系数;Cp为聚合物质量浓度,mg/L.

Rkmax和b可以通过聚合物溶液岩心驱替实验测定,其值与岩心孔隙度、渗透率以及聚合物相对分子质量有关.

聚合物溶液黏度与聚合物注入质量浓度关系式为

式中:D1,D2,D3为回归系数 (可根据聚合物溶液黏浓关系实验数据,进行多项式回归得到).

综合式(5)-(6),可得到聚合物驱最优注入质量浓度预测公式:

根据式(7)可以计算得到聚合物最优注入质量浓度.综合相渗曲线和式(7),得到最优注入质量浓度与含水率的关系式:

式中:fw为含水率,%.

3 理论图版

L油田为渤海早期注聚的典型油田之一,借鉴L油田的相渗曲线(见图1),可以将聚合物溶液注入质量浓度与相对渗透率间的关系转化为聚合物溶液注入质量浓度与含水率间的关系.借鉴实验参数,式(2)-(7)中参数取值:Rkmax为2.0,b为0.006,D1为1.20X10-2,D2为2.05X10-5,D3为4.32X10-9.根据上述参数,可以绘制出聚合物最优注入质量浓度与含水率的理论图版(见图2).

由图2可以看出,随着含水率的增加,最优注入质量浓度不断增加.含水率小于40%时,最优注入质量浓度较小,即原始水驱油段塞相对均匀,不是注聚的最佳时机;含水率为60%时,对应的最优注入质量浓度为800 mg/L左右;含水率大于60%以后,最优注入浓度急剧上升,这是由于进入高含水期后,油田含水上升率达到最大,亟需实施聚合物驱,控制水油流度比.

图1 渤海L油田平均相渗曲线

图2 不同含水率下聚合物最优注入质量浓度图版

4 矿场应用

4.1 质量浓度优化

聚合物质量浓度优化方法简便易行,已应用至渤海全部3个化学驱油田.首次编制了渤海化学驱注入质量浓度优化调整方案,实施后见到了降水增油效果,同时节约了聚合物用量.L油田为早期注聚油田,于2007年开始规模注聚,共有8口注聚井,所有注聚井设计的注聚质量浓度均为1 200 mg/L.随着开发的进行,不同井组表现出不同的含水率上升规律,含水率和采出程度差异很大,所有井都用同一聚合物质量浓度显然没有实现最优化.根据优化方案,L油田首次实施了聚合物驱质量浓度的调整.

具体操作步骤:

1)根据每个井组的含水率和理论图版,在图版中找出与之对应的最优注聚质量浓度(见表1).

2)制定质量浓度调整策略.当注入质量浓度高于最优质量浓度时,降低注入质量浓度;当注入质量浓度低于最优注入质量浓度时,升高注入质量浓度;当注入质量浓度与最优质量浓度基本一致时,不进行调整.

本次研究设计了8个井组的注聚质量浓度调整方案,共分3类,具体方案:

1)含水率小于等于70%的A1,A14和A43井组,降低注入质量浓度.考虑后期含水率的上升,采用低、中、高质量浓度交替注入的方案,分别设计3个段塞,段塞质量浓度分别为800,1 000和1 200 mg/L.

2)对含水率大于70%、小于80%的4个井组,维持目前质量浓度不变.

3)对含水率大于等于80%的A10井组,提高注入质量浓度.考虑到后期含水率的下降,采用高、低质量浓度交替注入的方案,设计了2个注入段塞,段塞质量浓度分别为1 500,1 200 mg/L.

根据质量浓度优化方案进行模拟计算,计算结果如图3所示,注入质量浓度优化方案相比目前的注聚方案,累计增油4.2X104m3,节省聚合物干粉7.66X103t.

表1 L油田各注聚井组含水率与最小注聚质量浓度

图3 聚合物质量浓度优化方案增油量预测

4.2 应用效果

按照优化方案进行了聚合物注入质量浓度调整.对于提高质量浓度的A10井组,其周边油井,以A11井为例(见图4a),见到了明显的降水增油效果,含水率下降4%,日增油量33.0 m3,累计增油量1.2X104m3;对于降低质量浓度的3个井组,降低质量浓度后吸水能力增加,其周边油井,以A15井为例(见图4b),生产稳定,未出现含水率快速上升.

图4 渤海L油田质量浓度优化受效井生产曲线

5 结论

1)流度控制思想是聚合物驱的核心措施.从流度控制思想出发,结合理论公式指导和矿场实际,提出了一种聚合物驱注入质量浓度优化设计的新方法.

2)针对海上早期注聚油田不同注聚井区含水率阶段不同,设计了不同的注入质量浓度方案.优化后的方案相比原注聚方案,累计增油量4.2X104m3,节省聚合物干粉7.66X103t.

3)渤海L油田的现场实践证明,该注入质量浓度优化方法简单易行,起到了明显的降水增油效果,可以推广至类似油田.