張連鋒，梁麗梅，薛國勤，龍衛(wèi)江，申乃敏，張伊琳，張小靜

（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）

雙河油田北塊Ⅳ1-3層系自1977年底投入開發(fā)以來，共經(jīng)歷了早期注水、細分層系開采、一次加密調(diào)整、二次加密調(diào)整、局部細分完善調(diào)整、聚合物驅及后續(xù)水驅7個開發(fā)階段[1-2]，目前已經(jīng)進入特高含水期。如何進一步大幅度提高原油采收率，穩(wěn)定油田產(chǎn)量，保障油田的可持續(xù)發(fā)展，是開發(fā)面臨的重要課題。聚合物驅后油藏非均質(zhì)性進一步增強，剩余油分布更加零散，多年的水驅及聚合物驅開發(fā)導致原井網(wǎng)主流線區(qū)域大多呈現(xiàn)強水淹、高含水的特點。對于這一類油藏的開發(fā)，除了建立波及能力更強、驅替效率更高的化學驅油體系之外，井網(wǎng)調(diào)整也是一種非常重要的輔助措施[3-8]。因此，勝利油田提出了“井網(wǎng)調(diào)整+非均相復合驅”的開發(fā)方式，開展了礦場先導試驗，大幅提高了聚合物驅后油藏的采收率，并在高油價的情況下獲得了較好的經(jīng)濟效益[9-12]。然而，隨著近年來國際油價的大幅下滑，井網(wǎng)調(diào)整需要綜合考慮井網(wǎng)形式、井距大小及流線轉換角度等因素對油田采收率和經(jīng)濟效益兩方面的影響[13-15]，通過優(yōu)化得到各種影響因素的經(jīng)濟、技術界限。對于聚合物驅、二元復合驅、三元復合驅等成熟的化學驅技術井網(wǎng)、井距的論證，已有的大量研究工作形成了可靠的方法和結論，但非均相復合驅油體系與上述化學驅驅油體系有著本質(zhì)的區(qū)別。針對非均相復合驅進行井網(wǎng)、井距及井網(wǎng)綜合調(diào)整方法研究，具有重要的意義。因此，采用數(shù)值模擬方法，運用中國石化自主研發(fā)的SLCHEM化學驅數(shù)值模擬軟件[16-20]，通過概念模型與實際礦場模型模擬對不同的井網(wǎng)調(diào)整模式進行了評價。

1 研究區(qū)概況

1.1 油藏地質(zhì)概況

雙河油田北塊Ⅳ1-3 層系位于南襄泌陽凹陷西南雙河鼻狀構造帶①號斷層以北區(qū)域，屬古近系核桃園組核三段地層，扇三角洲沉積，巖性是一套以礫狀砂巖、含礫砂巖為主的混雜砂礫巖復合體。其含油面積8.82 km2，地質(zhì)儲量1 127×104t，油藏埋深1 568～1 760 m，含油井段長達192 m，自上而下分為3個小層，12個單層，14個油砂體。主力層平均滲透率最大為0.68 μm2，最小為0.41 μm2，油組平均滲透率為0.63 μm2，級差18.2，變異系數(shù)0.71，突進系數(shù)3.82。層系地層溫度79.6 ℃，地下原油黏度6.5 mPa·s，總礦化度7 530 mg/L。

1.2 開發(fā)概況

自1977年底投入開發(fā)以來，雙河油田北塊Ⅳ1-3層系共經(jīng)歷了早期注水階段、細分層系開采、一次加密調(diào)整、二次加密調(diào)整、局部細分及完善調(diào)整、聚合物驅及后續(xù)水驅7 個開發(fā)階段[1-2]。目前層系采出程度為43.4%，綜合含水98.3%，已進入特高含水開發(fā)階段。由于長期注水注聚開發(fā)，儲層非均質(zhì)性更加嚴重，注采優(yōu)勢通道發(fā)育，竄流嚴重，開發(fā)效果變差。

2 聚合物驅后非均相復合驅井網(wǎng)及井距適應性

2.1 井網(wǎng)形式適應性

雙河油田Ⅳ1-3區(qū)塊經(jīng)歷過多次井網(wǎng)調(diào)整，目前采用的是不規(guī)則面積井網(wǎng)開發(fā)方案。為排除各類復雜因素的影響，采用概念模型對聚合物驅后非均相復合驅井網(wǎng)形式的適應性進行數(shù)值模擬研究，模型的油藏地質(zhì)參數(shù)采用實際油藏數(shù)據(jù)。地質(zhì)模型平面網(wǎng)格分布為100×100，網(wǎng)格步長15 m，垂向分為5層，每層有效厚度為2 m，孔隙度為0.2，平面滲透率為630×10-3μm2，殘余油飽和度為0.317，原油黏度為6.25 mPa·s。在該模型上，部署4 套井網(wǎng)：五點法面積井網(wǎng)，反七點法面積井網(wǎng)，反九點法面積井網(wǎng)和排狀井網(wǎng)。為保證不同的井網(wǎng)形式總注采井數(shù)相同，設計五點法面積井網(wǎng)的注采井距為335 m；反七點法面積井網(wǎng)的注采井距是300～335 m；反九點法的注采井距為300～335 m；行列式井網(wǎng)的注采井距為335 m。4 套井網(wǎng)的注采井距相差不大，儲量控制程度基本一致。驅替方案設計為：水驅25 a后（含水率98.3%～98.5%）注入0.6PV的聚合物，后續(xù)水驅至含水率98%，再注入0.6PV的非均相復合驅體系，繼續(xù)后續(xù)水驅15 a，注采比1∶1，注入速度為0.1PV/a。模擬結果（表1）表明，五點法面積井網(wǎng)提高采收率最高，開發(fā)效果最好，更能夠滿足聚合物驅后非均相復合驅油藏提高采收率需要。

表1 不同井網(wǎng)形式最終提高采收率效果對比Table 1 Comparison of ultimate recovery enhanced by different well patterns

2.2 井距適應性

在井網(wǎng)形式適應性研究的基礎上，以五點法井網(wǎng)為基礎，研究不同井距條件下提高采收率和噸聚增油量。建立1 注4 采的均質(zhì)概念模型，油水性質(zhì)、油水相對滲透率曲線、孔隙度等油藏條件及地質(zhì)參數(shù)與本文的概念模型相同，平面網(wǎng)格步長10 m，注采井距約為350 m，網(wǎng)格規(guī)模為7 203個（49×49×3）。針對該模型，水驅至含水98%后注入0.6PV的聚合物溶液，聚合物驅結束后，再水驅直至含水98%時結束。

在聚合物驅后剩余油分布的基礎上，設計注采井距分別為350 m、250 m、150 m、100 m，開展注采井距對非均相復合驅開發(fā)效果影響研究。驅替方案設計為：首先注入0.6PV的非均相體系（0.4%表活劑+0.12%聚合物+0.12%黏彈性顆粒驅油劑），然后后續(xù)水驅直至15 a。模擬結果（圖1）表明：隨著井距不斷縮小，非均相復合驅提高采收率值呈現(xiàn)先上升后下降的趨勢，井距為150 m 時提高采收率值最高，開發(fā)效果最好；當注采井距小于150 m 時，提高采收率值呈下降趨勢，其原因可能是井距過小，導致注入水或者化學驅油體系更容易發(fā)生竄流，影響開發(fā)效果。

圖1 不同井距非均相復合驅提高采收率效果對比Fig.1 Effect of EOR by heterogeneous composite flooding of different well spacing

從不同注采井距的綜合含水率也可以看出，井距越小，綜合含水率下降幅度越小，回返的時間也越短（圖2）。

圖2 不同井距非均相復合驅綜合含水變化對比Fig.2 Variation of comprehensive water cut by heterogeneous composite flooding of different well spacing

加密井網(wǎng)時，新井按照返層系井計算，作業(yè)費為30萬元/井，油水井別轉換費用為50萬元/井，將作業(yè)費用全部轉化為聚合物用量，折算當量噸聚增油量效果進行對比，見圖3。

圖3 不同井距非均相復合驅當量噸聚增油量對比Fig.3 Oil equivalent increasing per ton of polymer flooding by heterogeneous composite flooding of different well spacing

從當量噸聚增油量來看，350 m井距措施工作量少，效果最好；250 m井距由于油水井別轉換較多，噸聚增油效果不如150 m井距。因此，在實際的井網(wǎng)調(diào)整中，應綜合考慮老井的可利用情況和新井的工作量，確定合理井距。

2.3 注采流線調(diào)整角度適應性

在聚合物驅后非均相復合驅井網(wǎng)形式及井距適應性研究的基礎上，開展聚合物驅后非均相復合驅的流線調(diào)整角度對開發(fā)效果的影響。

利用雙河油田Ⅳ1-3層系的實際油藏數(shù)值模擬，完成水驅、聚驅、后續(xù)水驅等實際生產(chǎn)過程的歷史擬合，在擬合完成后的剩余油飽和度模型基礎上，切取一個五點法模型，生產(chǎn)井按順時針方向分別轉變30°、45°、60°，進行聚合物驅后非均相復合驅流線調(diào)整角度研究。

設計如下5套方案。

方案1（水驅）：繼續(xù)水驅15 a。

方案2（非均相復合驅）：非均相驅5 a 后轉為后續(xù)水驅10 a，聚合物為1 800 mg/L，表面活性劑為1 500 mg/L，黏彈性顆粒驅油劑為1 500 mg/L。

方案3：方案2 中注非均相復合驅時，井網(wǎng)按圖4b調(diào)整（旋轉30°）。

方案4：方案2 中注非均相復合驅時，井網(wǎng)按圖4c調(diào)整（旋轉45°）。

方案5：方案3 中注非均相復合驅時，井網(wǎng)按圖4d調(diào)整（旋轉60°）。

利用非均相驅數(shù)值模擬軟件SLCHEM 進行模擬，模擬結果如表2所示。

根據(jù)表2和圖4的計算結果可知：進行水驅或非均相驅，井網(wǎng)轉換角度為45°時，提高采收率效果最好，流線轉變后驅替方向也發(fā)生了變化，采油井旋轉45°時驅替面積最大。

除單純的轉變流線角度，還對模型的滲透率（均質(zhì)、非均質(zhì)）、油水黏度、油水密度、注入化學劑的黏度等參數(shù)進行了敏感性分析，發(fā)現(xiàn)注采黏度比（注入化學劑的黏度與原油黏度的比值）是影響計算結果的關鍵因素。設定不同的注采黏度比、轉換角度，研究注采黏度比、轉換角度對采收率的影響，模擬結果如圖5所示。

表2 不同井網(wǎng)形式最終提高采收率效果對比Table 2 Ultimate EOR of different well patterns

圖4 不同流線轉變角度條件下水驅和非均相驅提高采收率效果對比Fig.4 EOR of water flooding and heterogeneous flooding under different flow line transformation angles

從圖5可看出，當?shù)叵略宛ざ容^低而注入化學劑的黏度較高時，流線轉變不一定能提高采收率，甚至可能起到反作用，主要原因是注入體系與原油的黏度比較高，波及效果好，黏性指進作用較小甚至可以忽略；當?shù)叵略宛ざ戎饾u升高時，黏性指進現(xiàn)象愈加明顯，注入體系的波及作用減弱，主流線與非主流線的剩余油差異較為明顯，此時進行井網(wǎng)流線角度調(diào)整效果會更好。注入體系黏度與原油黏度比值在0.3 以下時，隨著井網(wǎng)調(diào)整角度的增加，尤其當調(diào)整角度在45°時，提高采收率效果最好。此外，非均質(zhì)性對井網(wǎng)調(diào)整效果也有較大影響[9,15-17]。

綜上所述，進行井網(wǎng)流線調(diào)整時，需要綜合地質(zhì)與油藏兩方面的因素，既要考慮流體黏度比的作用，又要與地質(zhì)模型的非均質(zhì)性相結合，充分考慮不同因素對于剩余油的控制作用，對流線進行合理調(diào)整。

圖5 注采黏度比、轉變角度對采收率的影響Fig.5 Effects of injection-production viscosity ratio and transformation angles on oil recovery

3 井網(wǎng)調(diào)整實際應用

在雙河油田Ⅳ1-3 層系的地質(zhì)條件及實際井網(wǎng)基礎上，依據(jù)井網(wǎng)、井距適應性及注采流線調(diào)整角度研究結果，優(yōu)化部署了以5點法面積井網(wǎng)為主的非均相復合驅井網(wǎng)，井距整體控制在150～300 m 的合理范圍之間，充分利用井別轉換、新井、側鉆和大幅度的轉變液流方向。調(diào)整后總井數(shù)60口，其中油井34口，注入井26口，井網(wǎng)控制儲量390.4×104t，液流方向改變率47.4%，油井多向受效率50%，為擴大波及體積，有效動用儲層非均質(zhì)影響的剩余油奠定了基礎。

利用數(shù)值模擬技術，分別計算了水驅和非均相復合驅15年末的采收率。非均相復合驅段塞設計為：0.1PV×（1 500 mg/L 聚合物+1 000 mg/L 黏彈性顆粒驅油劑）+0.4PV×（0.2 %表活劑+1 200 mg/L 聚合物+800 mg/L黏彈性顆粒驅油劑）+0.1PV×（1 500 mg/L聚合物+1 000 mg/L 黏彈性顆粒去油劑）。計算結果為：井網(wǎng)調(diào)整水驅提高采收率0.78%，井網(wǎng)調(diào)整+非均相驅提高采收率6.95%。

4 結論

1）雙河油田Ⅳ1-3層系地質(zhì)與油藏條件的概念模型計算結果表明：聚合物驅后非均相復合驅采取五點法面積井網(wǎng)提高采收率幅度較高，井距在150 m左右開發(fā)效果較好，考慮噸聚增油或經(jīng)濟性影響，井距應根據(jù)可利用老井及新井的工作量情況適當放大。

2）聚合物驅后通過井網(wǎng)對注采流線進行調(diào)整，需要綜合考慮注入體系與原油的黏度比、地層的非均質(zhì)性的影響。均質(zhì)條件下，注入體系黏度與原油黏度比值小于0.3 時，隨著井網(wǎng)調(diào)整角度的增加，提高采收率的效果更好，調(diào)整角度在45°時效果更為明顯。

3）根據(jù)雙河油田IV1-3層系非均相復合驅先導試驗區(qū)的地質(zhì)模型與現(xiàn)井網(wǎng)，優(yōu)化并設計了井距在150～300 m，考慮一定流線角度轉變，整體以五點面積法為主的井網(wǎng)調(diào)整方案，為先導試驗的開發(fā)方案優(yōu)化與制定提供了理論依據(jù)與技術參考。