海外河油田深部调驱开发效果评价

乞迎安，陈志会，邱　菊

(1.中国石油辽河油田金马油田开发公司；2.中国石油辽河油田冷家油田开发公司:辽宁盘锦 124010)

海外河油田属注水开发的普通稠油油藏，海1块为海外河油田高渗透率高孔隙度区块，地面原油黏度(50 ℃)约为500 mPa·s，长期注水开发后效果变差，整体动用程度严重不均，油藏开发矛盾突出，采取常规调剖、堵水等措施效果不明显，区块稳产难度增大。2010年6月，我们开始在现场推广应用深部调驱技术，注入聚合物/有机铬凝胶体系，油藏条件下7 d凝胶黏度为5 000～8 000 mPa·s，通过凝胶的高黏弹特性改善流度比，扩大波及体积，同时提高驱油效率，以提高油藏的采收率[1-2]，至2013年6月已开展18个井组，累计注入调驱凝胶体系5.13×105m3，注入孔隙体积倍数0.12 PV，累计增油43 t。

1　注入井效果评价

1.1　井口注入压力

注水井注入压力反映了地层中注入流体的流动能力和渗流情况。调驱前后水驱指示曲线见图1。

图1　调驱前后水驱指示曲线

注入高黏度凝胶调驱体系后，一方面改善了流度比，另一方面凝胶深入高渗透层后降低了高渗透层的渗流能力，封堵了水流优势通道，形成憋压作用，迫使液流进入低渗透层，因此注水压力升高，水驱指示线上移[3]。由图1可见，18口注入井注入压力由调驱前9.3 MPa上升至12.9 MPa,平均上升3.6 MPa，说明凝胶对水流优势孔道与高渗流层具有明显的封堵作用。

1.2　吸水剖面

调驱前后注入井的吸水剖面有较大程度改变，通过凝胶的调剖作用，部分原强吸水层的吸水能力得到控制，部分弱吸水层的吸水强度得到加强，部分新层被启动，吸水剖面更加均匀，水驱波及体积扩大。以海9-21井为例，其吸水剖面示意见图2，调驱后有2个强吸水层吸水强度受到限制，3个小层被启动，开始吸水，油层纵向动用程度提高43%。与海9-21对应的油井海9-25井有2个层产液量下降，3个层产液量上升，2个新层开始产液，日产液降4.3 m3，日增油2.3 t，含水降6%。

图2　海9-21吸水剖面示意图

1.3　平面液流推进速度

调驱前后用示踪剂测试平面液流推进速度，发现调驱后平面波及范围扩大，驱动方向增加。以海11-23井组为例，其调驱前后的检测结果见图3。调驱后注入流体向海12-24C方向加强，海9-23方向的液流速度降低。

图3　海11-23井组调驱前后示踪剂检测结果

1.4　霍尔曲线

海4-17井的霍尔曲线[4]如图4所示。水驱阶段曲线斜率为971.59，调驱后斜率升至1 766.7。霍尔曲线的斜率体现了各注入时期的渗流阻力变化，其变化幅度反映了注凝胶的有效性，曲线斜率的变化说明凝胶具有调整油藏渗透率的功能，调驱后油层渗透能力降低。

图4　海4-17井霍尔曲线

2　采油井开采效果评价

2.1　增油效果

海1块18个调驱井组的生产曲线见图5。调驱后井组产量明显上升，采出液含水率下降。生产井66口，调驱后日产液1 469 m3，日产油204.7 t，含水86.1%，比调驱前日增油52 t，含水降2.6%，累计增油43 kt。

2.2　递减法增油量

油田产量递减规律一般分为3种类型：指数型递减、调和型递减和双曲线型递减。海1块油田产量按指数型递减规律[5]递减，计算公式如下：

qt=qie-Dit

图5　海1块调驱井组生产曲线

式中，qt为递减后t时刻的产量，t；qi为递减期初始产量，t；Di为初始递减率，1/n；Np为递减期间的累积产量，t；Npi为递减初期的累积产量，t。

海1块调驱井组递减法理论产量及实际产量见图6。

图6　海1块调驱井组递减法理论产量

从图6可见，按2009年6月至2010年6月的产量计算,初始递减率Di为0.013，初始产量qi取2010年6月平均日产量152.6 t，18井组累计增油56 kt。

2.3　驱替特征曲线

根据试验区的累积产液量与累积产油量绘制驱替特征曲线，海1块调驱目的层d2段的驱替特征曲线如图7所示。调驱后驱替特征曲线斜率明显下降，说明注入凝胶后驱油效率上升。

图7　海1块d2段驱替特征曲线

2.4　综合含水率

2009年6月至2013年5月海1块d2段的综合含水率与采出程度的关系如图8所示。调驱前综合含水率随采出程度的升高上升较快，调驱后区块综合含水率下降，期间有小幅上升，基本保持下降趋势，说明深部调驱提升了海1块开采效率，尤其在油田高含水开采期间，具有明显的增油降水效果。

图8　海1块d2段综合含水与采出程度的关系

2.5　含水上升率

含水上升率是评价调驱效果的重要指标[5]，其计算公式如下：

式中，fw1和fw2分别是阶段初与阶段末的综合含水，%；R1和R2分别是阶段初和阶段末的采出程度，%。

调驱前(2010年1月至2010年6月)海1块d2段含水上升率为3.61%，调驱后(2013年1月至2013年6月)含水上升率为0.88%，2年间含水上升率降低2.73%。

3　结论

1)海1块实施深部调驱技术后注入压力上升，吸水剖面得到调整，水驱指示曲线明显上移，说明注入凝胶体系有效封堵了优势孔道，调整了油藏纵向各小层吸水强度，扩大了波及体积。示踪剂检测结果显示，调驱后平面各液流推进速度改变，平面驱动方向增加，驱油面积扩大。

2)霍尔曲线斜率变化表明，注入凝胶后高渗透层渗透率降低，说明注入凝胶深入油藏内部，在对地层形成封堵的同时，改变了各层的渗透率，改善了层间矛盾。

3)调驱井组的生产曲线表明，深部调驱技术的增油降水效果明显，3年间海1块调驱井组累计净增油43 kt，综合含水率降低2.6%，利用递减法计算，累计增油56 kt。

4)调驱后驱替特征曲线斜率变小，说明注凝胶体系后驱油效率上升，调驱后采出程度升高，综合含水不升反降，注水效率提高，调驱后含水上升率降低了2.73%。

[1]姚俊材.深部调驱技术[J].重庆科技学院学报：自然科学版，2012，14(1):90-92.

[2]邱玲, 蒲万芬，张晶.油田注入水配制聚合物凝胶调剖体系的稳定性及适应性[J].精细石油化工进展,2010,11(12):1-4.

[3]闫文华，王腊梅，李瑜慧，等. 辽河油田H 区块化学调驱开发效果评价[J].石油地质与工程，2011，25(5):85-87.

[4]高淑玲，邵振波，顾根深. 霍尔曲线在聚驱过程中的应用[J].大庆石油地质与开发，2007，26(3):119-121.

[5]李传亮. 油藏工程原理[M]. 北京：石油工业出版社，2008:289-290，319-321.