邓景夫 刘宗宾 杨静 王公昌 田博

中海石油(中国)有限公司天津分公司

SZ 油田是一个三角洲相沉积厚储层油田，地面原油密度0.958～0.982 g/cm3，地下原油黏度45.7～291.1 mPa · s，于1993 年投产。该油田油藏厚度大、储层非均质性强、产出液黏度高，并且水窜严重，含水上升快。为了改善区块开发效果和提高采收率，开展了早期注聚试验，于2003 年9 月首次实施单井注聚。目前，SZ 油田已有24 口注聚井，一线受效油井89 口，取得了一定的生产效果。但是，经过长达14年的聚合物驱，油田中后期开发面临着一系列的问题：油田注聚效果开始变差，含水上升加快；油田内各区块、各单井注聚效果差异大。目前对注聚区的调整，一般以区块为单元，实施整体调整策略，而这种调整方法只会使各井之间注聚效果差异更大。因此，利用聚驱含水变化曲线来表征每口井的见效效果，并对含水曲线进行定量表征和阶段划分，找到不同阶段的主控因素，并建立主控因素优化图版，进而实施对应的调整策略，针对单井实施差异化调整模式。

1 SZ 油田含水变化规律统计

SZ 油田89 口受效井统计结果如表1 所示，其中未见效井9 口，剩余80 口井聚驱含水变化规律主要有对勾型、斜L 型和直线型。

表1 油井含水变化类型统计Table 1 Statistical water cut change of oil well

如图1 所示，对勾型油井16 口，平均见效时间32 月，见聚时间59 月，见效规律为先见效后见聚，平均井控储量为88×104m3，平均单井增油3.8×104m3，该类油井所在区域层间及平面上油层非均质性较强，平均渗透率变异系数为0.70，层间及平面上存在渗透率较高的小层或方向，聚合物段塞易沿渗透率较高的小层或方向“指进”，含水下降幅度及见效持续时间短。

图1 对勾型含水曲线Fig. 1 Tick-shaped water cut curve

如图2 所示，斜L 型油井22 口，平均见效时间18 月，见聚时间39 月，见效规律为先见效后见聚，平均单井增油7.0×104m3，该类油井所在区域层间及平面上油层较均质，平均渗透率变异系数为0.58，注采稳定，保证了注聚段塞多向均匀推进，含水下降幅度及见效持续时间长，并且井控储量大，平均为105×104m3。

图2 斜L 型含水曲线Fig. 2 Oblique L-shaped water cut curve

如图3 所示，直线型油井42 口，平均见效时间27 月，见聚时间28 月，见效规律为见聚即见效和先见聚后见效，平均单井增油2.9×104m3，该类油井主要分布在SZ 油田B 区块，该区块注聚井和注水井交叉分布，造成水聚干扰较严重，阻力系数较小，平均为1.22，没有建立起有效的聚合物驱注采系统。统计不同含水变化类型所处位置，分析其主要受储层条件、井网形式等静态因素以及注聚时机、注采参数、聚合物性质参数等动态因素影响［1-5］。

图3 直线型含水曲线Fig. 3 Straight line-shaped water cut curve

2 聚合物驱含水阶段划分及影响因素分析

典型聚合物驱含水率变化曲线如图4 所示，经过聚驱见效后含水下降，到含水率下降最大幅度后逐渐上升并恢复到见效值，再到最终逼近极限含水率的过程［6-12］。基于典型聚合物驱含水率变化曲线，建立聚合物驱含水率变化的表征参数包括见效时间，见效有效期，含水降低幅度。同时整个含水变化过程可以划分为4 个阶段，分别为未见效阶段、含水下降阶段、持续见效阶段和含水回返阶段。根据典型聚合物驱含水曲线阶段划分，可以看出对勾型处于含水回返阶段，斜L 型处于持续见效阶段，直线型处于含水下降阶段。

图4 聚驱含水变化规律Fig. 4 Water cut change law of polymer flooding

影响聚驱含水变化规律的因素众多，且不同因素对其影响的程度不同。首先以SZ 油田注聚区为原型建立概念模型，模型所用地质和流体性质参数均为实际油田数据。模型平均有效厚度为10 m，共划分21×21×5=2 205 个网格，采用行列井网，井网井距175 m，行距350 m。通过概念模型进行聚合物驱含水规律敏感性分析，定量认识储层条件、注聚时机、聚合物性质参数、注采参数和井网形式对含水变化规律的影响程度，找出影响含水变化规律的主控因素。

对于一个特定的油藏来说，其注采井网、井距等参数是确定的，故此次仅讨论油藏参数(渗透率变异系数、井控储量)，注聚时机(注聚前含水)，注采参数(聚合物浓度、注入速度、原油黏度、注聚段塞尺寸)，聚合物性质参数(阻力系数)对含水变化规律的影响，利用正交设计方法，每个参数在取值范围内各取5 个值，形成了一个“8 参数5 水平”问题，具体方案设计见表2。

表2 含水变化特征影响因素敏感性分析设计方案Table 2 Design scheme for the sensitivity analysis of the factors influencing the change behavior of water cut

对方案进行聚合物驱数值模拟，获得不同方案下聚合物含水率变化曲线。在此基础上，对影响含水变化规律特征的所有因素进行敏感程度定量分析，包括见效时间、见效有效期、含水降低幅度。引入统计学中的变异系数作为评价因素敏感程度的评价指标，变异系数定义为一组考察数据的标准差与平均值绝对值的比值，如式(1)所示；该指标反映了一组数据的差异程度，值越大表明含水率变化对某一因素越敏感。

式中，CV为 变异系数；S为标准差；为算数平均值；n为数据序列个数；yi为第i个数据值。

在本次影响因素分析中，CV大 小表征各因素对含水变化规律特征的敏感程度，进一步对变异系数进行归一化，可以得到每个因素的具体影响权重系数，从而确定影响含水变化规律的主要因素及影响次序。根据变异系数的定义及各方案模拟的结果，计算各因素的变异系数，计算结果见表3。

表3 含水变化特征影响因素变异系数值Table 3 Variation coefficient of the factors influencing the change behavior of water cut

从表3 可以看出各因素对含水变化规律的影响程度从大到小的次序，其中注聚前含水、井控储量、渗透率变异系数、聚合物浓度是影响聚驱含水变化规律的主要因素。见效时间影响程度从大到小次序为注聚前含水、渗透率变异系数、井控储量、阻力系数、注入速度、聚合物浓度、原油黏度、注聚段塞尺寸，而随着聚合物驱的实施，注聚前含水、渗透率变异系数等参数均为不可调参数，缩短见效时间可调整的主要影响因素为阻力系数。因此在未见效期，要以建立阻力系数为核心，开展平面均衡注采、纵向分层注聚，保障段塞均衡推进；同样，增大含水降低幅度可调整的主要影响因素为注入速度，因此在含水下降期，要以提高注入速度为核心，开展引效促效措施；延长见效有效期可调整的主要影响因素为聚合物浓度，因此见效后期要以改变聚合物浓度为核心，开展差异化注入。

3 注聚参数优化模型的建立

根据含水定量表征参数的前5 个主控因素：注聚前含水、井控储量、渗透率变异系数、聚合物浓度和注入速度，通过数值模拟方法计算得到前5 个主控因素不同组合方案下的表征参数值，接着利用SPSS 软件进行多元线性回归分析，得到表征参数与各影响因素的线性方程为

式中，tw0为见效时间，PV；fw0为注聚前含水率，%；Nj为井控储量，104m3；Vk为渗透率变异系数，小数；Cp为 注聚浓度，mg/L；Vp为 注入速度，PV/a； ∆fwmax为含水降低幅度，%；twmax为见效有效期，PV。

根据含水所处的阶段，建立不同的优化目标函数，以聚驱含水曲线处于持续见效阶段和含水回返阶段为例，其主要优化目标函数为见效有效期，根据式(5)可以得到不同主控因素下的最优解，接着通过二次多项式响应面回归分析，得到持续见效阶段和含水回返阶段注入浓度、注入速度的二次响应面回归模型为

式中，Cpu为 最优注聚浓度，mg/L；Vpu为最优注聚速度，PV/a。

使用后处理软件绘制的式(6)和(7)的响应曲面如图5、6 所示，根据单井的含水率、渗透率变异系数和井控储量，能够直观方便地在响应曲面上得到对应的最优注聚浓度和注聚速度，进而对注聚井进行差异化的注入参数快速优化设计，进一步改善聚驱油田的开发效果。

图5 含水80%时注聚浓度优化图版Fig. 5 Optimization chart of polymer concentration at the water cut of 80%

图6 含水80%时注聚速度优化图版Fig. 6 Optimization chart of polymer injection rate at the water cut of 80%

4 应用实例

绘制SZ 油田注聚井组每口油井的含水变化规律，并分别统计注聚受效井所处的含水变化阶段(表4)。处于未见效期的井组主要分布在非均质性较强，渗透率变异系数较大，井控储量较小的区域，同时周边注聚井聚窜现象严重，阻力系数小，没有建立起有效的聚合物驱注采系统，通过研究结果分析该类井要以建立阻力系数为核心。处于含水下降期的井组主要分布在注聚前含水较高的区域，该类井要以提高注入速度为核心。处于持续见效期和含水回返期的井组，主要分布在井控储量大、非均质性较弱的区域，该类井要以改变注入浓度为核心。

表4 SZ 油田注聚井组含水阶段统计Table 4 Statistical water-cut stage of polymer injection well groups in SZ Oilfield

以A3 井为例进行分析研究。A3 井处于含水回返阶段，该阶段主要受聚合物浓度影响，要以改变聚合物浓度为核心，开展差异化注入。该井注聚时机为含水80%，井控储量为90×104m3、渗透率变异系数为0.7，结合注聚浓度、注聚速度的优化图版，可以优选出合理注聚浓度为2 050 mg/L，合理注聚速度为0.039 PV/a，因此将A3 对应注聚井A8 井注聚浓度由1 750 mg/L 提高到2 050 mg/L，注入速度由0.035 PV/a 提高到0.039 PV/a。调整后A3 井取得明显降水增油效果，日增油18 m3，含水降低3%。基于研究得出的优化方法，SZ 油田2019 年实施了10 井次聚驱优化措施，累增油达到2.4×104m3。

5 结论

(1)总结了SZ 油田注聚区含水变化规律的3 种类型，分别为斜L 型、对勾型、直线型，并分析了不同含水变化规律出现的主要影响因素为注聚前含水、井控储量、渗透率变异系数、聚合物浓度等。

(2)利用见效时间、含水降低幅度和见效有效期这3 个参数，定量表征含水变化规律，并将含水规律进行阶段划分，找到不同阶段的主控因素，从而制定不同策略：未见效期，要以建立阻力系数为核心，开展均衡注采，保障段塞均衡推进；含水下降期，要以提高注入速度为核心，开展引效促效措施；持续见效期和含水回返期，要以改变聚合物浓度为核心，开展差异化注入。

(3)基于数值模拟、多元回归和响应面分析方法建立了注聚参数优化模型，可同时考虑多个主控因素的变化，针对单井特征，计算出合理的注聚参数，实现了每口注聚井注聚参数的个性化设计。