申乃敏，張連鋒，張小靜，李俊杰，王艷霞，張伊琳

（中國(guó)石化河南油田分公司勘探開發(fā)研究院，河南鄭州 450008）

聚合物驅(qū)技術(shù)從上世紀(jì) 90年代進(jìn)入現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)以來(lái)，已經(jīng)成為大慶、勝利、河南等油田提高采收率的主要技術(shù)之一[1–4]。目前，國(guó)外石油公司很少開展聚合物驅(qū)工業(yè)化應(yīng)用，多停留在室內(nèi)研究和礦場(chǎng)小規(guī)模先導(dǎo)試驗(yàn)階段。相比之下聚合物驅(qū)油技術(shù)在國(guó)內(nèi)許多油田開展了工業(yè)化應(yīng)用，并取得了突破性進(jìn)展，已成為延緩老油田產(chǎn)量遞減的主體技術(shù)之一[5–6]。

根據(jù)目前現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用結(jié)果發(fā)現(xiàn)，聚合物驅(qū)適應(yīng)的溫度范圍一般小于85 ℃，適應(yīng)的地層原油黏度一般小于200.0 mPa·s[7]。河南油田先后在雙河油田、下二門油田、古城油田的16個(gè)區(qū)塊開展了聚合物驅(qū)工業(yè)化應(yīng)用，其中下二門油田Eh2Ⅱ油組（地層原油黏度72.6 mPa·s）、古城油田泌123區(qū)塊（地層原油黏度59.0～138.0 mPa·s）、古城油田泌124斷塊（地層原油黏度88.0～130.0 mPa·s）普通稠油聚合物驅(qū)已取得顯著效益，為聚合物驅(qū)在普通稠油油藏的應(yīng)用奠定了礦場(chǎng)試驗(yàn)基礎(chǔ)。但通過調(diào)研國(guó)內(nèi)外研究現(xiàn)狀，發(fā)現(xiàn)地層原油黏度大于200.0 mPa·s的普通稠油采用聚合物驅(qū)也能取得一定效果。本文在油藏工程、數(shù)值模擬和室內(nèi)研究的基礎(chǔ)上，開展古城油田泌125區(qū)塊Eh3Ⅴ2–5層系聚合物驅(qū)技術(shù)工業(yè)化應(yīng)用，實(shí)現(xiàn)較高黏度普通稠油油藏聚合物驅(qū)技術(shù)的突破，對(duì)油田聚合物驅(qū)資源接替、提高黏度大于 200.0 mPa·s的普通稠油油藏采收率具有重要的意義[8]。

1 油藏地質(zhì)參數(shù)與模型

古城油田泌125區(qū)塊位于泌陽(yáng)凹陷西北斜坡帶，是以古城三角洲砂體為儲(chǔ)層、東西相交的兩條正斷層形成的斷鼻油氣藏。地層原油黏度400.0～1 800.0 mPa·s，Eh3Ⅴ2–5層系是該區(qū)儲(chǔ)量最多、油藏品位最好的開發(fā)層系，原始油層中部溫度為40.9 ℃，原油密度為 0.943 g/cm3，原始地層條件下原油平均黏度為 652.7 mPa·s，平均滲透率為 1 606×10–3μm2，平均孔隙度26%。依據(jù)區(qū)塊的實(shí)際情況，應(yīng)用Petrel建模軟件建立3D地質(zhì)模型，模型范圍西部以斷層為界，斷層附近模型平面網(wǎng)格采用5 m×5 m，主體區(qū)域采用10 m×10 m，邊部區(qū)域采用20 m×20 m?？v向上每個(gè)層劃分10個(gè)網(wǎng)格，建模范圍Eh3V2至Eh3V5層的七個(gè)單層。精細(xì)模型總網(wǎng)格數(shù)為130.6×104個(gè)。

2 聚合物驅(qū)井網(wǎng)調(diào)整研究

2.1 合理化井網(wǎng)井距

合理化井網(wǎng)井距是聚合物驅(qū)油的一個(gè)最重要的環(huán)節(jié)，既要考慮井網(wǎng)對(duì)驅(qū)油效果的影響，還要考慮到井網(wǎng)對(duì)聚合物驅(qū)注入和產(chǎn)出能力的影響，以及與現(xiàn)水驅(qū)井網(wǎng)的銜接和搭配等。本文以古城油田泌125區(qū)塊地質(zhì)參數(shù)及流體參數(shù)為基礎(chǔ)，采用數(shù)值模擬方法建立相應(yīng)的典型模型，并結(jié)合油藏工程方法開展井網(wǎng)調(diào)整技術(shù)界限研究，結(jié)果表明，五點(diǎn)法面積井網(wǎng)具有較高的水驅(qū)和聚合物驅(qū)采收率，聚合物驅(qū)提高采收率9.83%（表1）。因此，確定五點(diǎn)法井網(wǎng)是古城油田泌125區(qū)塊聚合物驅(qū)較理想的井網(wǎng)。

表1 不同井網(wǎng)形式下聚合物驅(qū)提高采收率對(duì)比

聚合物驅(qū)的現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)和數(shù)值模擬結(jié)果均表明，不同井距條件下注聚合物都有良好的增油降水效果，而且具有隨井距減小而效果變好的趨勢(shì)。但是，在進(jìn)行聚合物驅(qū)時(shí)，由于地層滲透率、溫度及地層水礦化度等因素的影響，選擇合理的注采井距，應(yīng)該考慮到注水井注入能力、采油井產(chǎn)液能力。古城油田泌 125區(qū)塊Eh3Ⅴ2–5層系油藏條件下，注入能力對(duì)注采井距的要求比采出能力對(duì)井距的要求苛刻，即極限井距應(yīng)該主要考慮注入能力。從注入速度與極限井距的研究結(jié)果看出，泌125區(qū)塊壓力上升上限為6 MPa，注入速度為0.12 PV/a時(shí)，單元的極限最大井距為143 m（表2）。

表2 不同注入速度下的最大注采井距

稠油黏度高，滲流阻力大，液固界面及液液界面的相互作用力大，導(dǎo)致稠油的滲流規(guī)律產(chǎn)生某種程度的變化而偏離達(dá)西定律。1960年前蘇聯(lián)學(xué)者B.H蘇爾塔諾夫就提出稠油的非牛頓性，隨后很多專家指出稠油油藏具有啟動(dòng)壓力現(xiàn)象。認(rèn)為當(dāng)壓力梯度較小時(shí)，稠油基本上不流動(dòng)或滲流速度極??；只有當(dāng)驅(qū)替壓力梯度超過啟動(dòng)壓力梯度時(shí)，稠油才能流動(dòng)。初始?jí)毫μ荻炔坏c稠油本身的性質(zhì)有關(guān)，而且也與油藏孔隙度及滲透率有關(guān)，其關(guān)系式為：

式中：GDI為初始?jí)毫μ荻龋琈Pa/m；τ0為屈服應(yīng)力，N/m2；φ為孔隙度，%；k為滲透率，μm2。

依據(jù)上式計(jì)算可知，泌 125區(qū)塊 Eh3Ⅴ2–5層系的啟動(dòng)壓力梯度為0.028 7 MPa/m。從最小驅(qū)替壓力梯度與注采井距的關(guān)系曲線（圖1）可以看出，在最小啟動(dòng)壓力梯度為0.028 7 MPa/m的條件下，有效驅(qū)替的最大注采井距為141 m。綜合以上兩點(diǎn)，單元最大井距設(shè)計(jì)為141 m。

圖1 最小驅(qū)替壓力梯度與注采井距的關(guān)系

2.2 聚合物驅(qū)井網(wǎng)調(diào)整

聚合物驅(qū)的井網(wǎng)調(diào)整部署應(yīng)該以提高儲(chǔ)量控制和動(dòng)用程度、提高聚合物驅(qū)宏觀波及體積為目的，針對(duì)泌125區(qū) Eh3Ⅴ2–5層系目前開發(fā)中存在原油黏度高，物性在平面、剖面上非均質(zhì)嚴(yán)重的問題，在剩余油分布特征研究的基礎(chǔ)上，結(jié)合井網(wǎng)調(diào)整技術(shù)界限研究成果，開展井網(wǎng)調(diào)整部署工作。

泌 125區(qū) Eh3Ⅴ2–5層系采用近五點(diǎn)法井網(wǎng)、注采井距141 m，井網(wǎng)調(diào)整后，聚合物驅(qū)注入井22口，受效油井38口，聚合物驅(qū)井網(wǎng)控制儲(chǔ)量155.2×104t，儲(chǔ)量控制程度71.9%，三向以上受效井比例48.3%，液流方向改變率達(dá) 36.8%，為聚合物驅(qū)發(fā)揮驅(qū)油作用提供適宜的井網(wǎng)條件。

3 聚合物驅(qū)方案參數(shù)設(shè)計(jì)

在古城油田泌125區(qū)塊油藏地質(zhì)條件下，開展了室內(nèi)稠油聚合物驅(qū)驅(qū)劑篩選評(píng)價(jià)，分析了超高分子量聚合物分子尺寸及其與泌125區(qū)塊地層孔喉的匹配性、注入性能和驅(qū)油性能，充分研究了超高分子聚合物在泌125區(qū)塊應(yīng)用的可行性與適用性。結(jié)果表明：超高分子聚合物在泌125區(qū)塊具有較好的注入性和較高的驅(qū)油效率，注入濃度高于2 000 mg/L時(shí)，提高采收率幅度可達(dá)15%以上；當(dāng)注入濃度為2 500 mg/L、注入量為0.60 PV時(shí)，提高采收率幅度可達(dá) 21.11%，提高采收率幅度較注入量為 0.50 PV時(shí)高4.44%（表3），滿足現(xiàn)場(chǎng)對(duì)驅(qū)油劑的使用要求。同時(shí)，在室內(nèi)研究的基礎(chǔ)上，通過數(shù)值模擬對(duì)化學(xué)劑注入速度、注入濃度、段塞大小、段塞結(jié)構(gòu)及注采比等參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化，并結(jié)合油藏綜合研究，最終確定適合泌 125區(qū)塊 Eh3Ⅴ2–5層系聚合物驅(qū)的注采參數(shù)為：注采比為1.05，注入速度為0.12 PV/a，段塞結(jié)構(gòu)為2 200 mg/L×0.60 PV。

表3 超高分子量聚合物提高采收率

4 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果

泌125區(qū)Eh3Ⅴ2–5層系于2015年8月開始試注聚，試注區(qū)塊共4口注聚井，對(duì)應(yīng)受效采油井14口，超高分子量聚合物注入性良好，含水下降10%，日增油13.4 t，取得良好的增油降水效果。2017年4月開展了 22口注入井、41口采油井超高分子量聚合物驅(qū)現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用，新增控制石油地質(zhì)儲(chǔ)量155.2×104t，注入壓力緩慢上升，對(duì)應(yīng)油井取得較好的增油降水效果。截至2018年12月，累計(jì)增油1.84×104t，聚干粉增油13.6 t/t，階段提高采收率1.19%。

4.1 注入效果評(píng)價(jià)

截至2018年12月，單元注聚井平均注入壓力8.0 MPa，日注水740 m3，注入濃度2 285 mg/L，井口黏度144.6 mPa·s，累計(jì)注入聚合物溶液55.05×104m3，注入孔隙體積 0.22 PV，注入聚合物干粉為1 202.7 t。在注入過程中，依據(jù)注入井所處位置、層間差異情況及吸水狀況，優(yōu)化了聚合物注入層段和聚合物注入濃度，采取濃度差異化注入，一方面有利于控制高滲透層注入，減緩或控制聚合物沿高滲透層段竄流，影響聚合物驅(qū)的開發(fā)效果；另一方面可以加強(qiáng)中低滲透層的注入，擴(kuò)大聚合物驅(qū)縱向波及體積，達(dá)到改善開發(fā)效果并提高采收率的目的。

4.2 采出效果評(píng)價(jià)

截至2018年12月，單元油井開井35口，日產(chǎn)液438.0 m3，日產(chǎn)油66.1 t，綜合含水84.9%，動(dòng)液面409 m，產(chǎn)聚濃度676 mg/L，在采出過程中，采用油井限液與堵水相結(jié)合的手段，確保均衡有效驅(qū)替。單元整體通過細(xì)化注采調(diào)整，增油效果顯著。

4.3 油井見效特征分析

稠油聚合物驅(qū)表現(xiàn)出的一個(gè)重要特征是不同區(qū)域和不同原油黏度范圍油井見效差異較大。從不同區(qū)域油井見效對(duì)比圖（圖2）可以看出：主體區(qū)和斷層區(qū)的油井見效率較高，而靠近邊水的區(qū)域油井見效率相對(duì)較低。這主要受地質(zhì)構(gòu)造、平面非均質(zhì)性、注采井網(wǎng)完善程度、邊水等因素的影響，主體區(qū)注采井網(wǎng)完善，多向受效油井占比高，液流轉(zhuǎn)向率大；斷層區(qū)受斷層遮擋，剩余油飽和度較高，因聚合物驅(qū)具有擴(kuò)大波及體積的作用，主體區(qū)和斷層“屋檐”下的儲(chǔ)量較容易動(dòng)用，故對(duì)應(yīng)油井見效快。邊水區(qū)多數(shù)為單方向受效油井，且位于邊水部位很容易發(fā)生水淹，導(dǎo)致含水率上升明顯，油井見效率低。

圖2 不同區(qū)域見效井對(duì)比情況

從不同原油黏度范圍油井見效情況統(tǒng)計(jì)（表4）可以看出，不同原油黏度范圍內(nèi)均有見效井，且見效井?dāng)?shù)差異較大，見效油井主要分布在低黏度值（小于 1 000 mPa·s）分布區(qū)域，其中黏度值 600～800 mPa·s區(qū)間的見效井有13口，占見效井總數(shù)的48.1%，大于1 000 mPa·s的見效井只有3口，僅占總見效井的 11.0%。這說(shuō)明雖然較高黏度的稠油油藏開展聚合物驅(qū)擴(kuò)大波及體積，改善開發(fā)效果的作用較明顯；但隨著黏度升高，因稠油特有的高黏度和高凝固點(diǎn)的特性，原油流動(dòng)能力逐漸降低，油水流度比變大，波及體積變小，聚合物溶液無(wú)法啟動(dòng)更高黏度的剩余油，導(dǎo)致開發(fā)效果變差，油井見效率低。

受油層非均質(zhì)性、水驅(qū)現(xiàn)狀、注水井網(wǎng)井距及構(gòu)造條件的影響，井距近、歷史竄流或優(yōu)勢(shì)方向明顯的單向受效油井，見效后易形成聚竄。受效油井統(tǒng)一表現(xiàn)出先見效、后見聚的特征，一般在見效后5～12個(gè)月內(nèi)陸續(xù)出現(xiàn)聚合物溶液竄流現(xiàn)象，這說(shuō)明油井見效后，注入水容易沿注水優(yōu)勢(shì)方向發(fā)生竄流，導(dǎo)致聚合物溶液突破前緣，發(fā)生聚竄。

從油井增油降水效果來(lái)看，三向以上中心油井聚合物驅(qū)開發(fā)效果普遍較好，其中G44051井日產(chǎn)油從聚合物驅(qū)前1.8 t上升到11.0 t，日增油9.2 t，含水從94.0%下降到58.0%，下降36.0%；G4605井日產(chǎn)油從聚合物驅(qū)前2.7 t上升到12.0 t，日增油9.3 t，含水率從86.8%下降到32.0%，下降54.8%，增油降水效果明顯。

表4 不同原油黏度范圍油井見效情況統(tǒng)計(jì)

5 結(jié)論

（1）通過井網(wǎng)調(diào)整規(guī)劃了注采井網(wǎng)，完善了注采對(duì)應(yīng)關(guān)系，有效減緩了層間干擾，實(shí)現(xiàn)了液流方向轉(zhuǎn)變，達(dá)到了擴(kuò)大波及體積目的，為驅(qū)油體系發(fā)揮驅(qū)油作用提供了適宜的井網(wǎng)條件。

（2）泌125區(qū)普通稠油油藏高分子聚合物驅(qū)現(xiàn)場(chǎng)取得良好的增油降水效果，階段提高采收率1.19%，根據(jù)生產(chǎn)動(dòng)態(tài)及數(shù)值模擬預(yù)測(cè)聚合物驅(qū)比水驅(qū)最終提高采收率 5.90%，聚驅(qū)見效油井 27口，見效率65.8%。