申乃敏，張連鋒，李俊杰，盧 俊，龍衛(wèi)江，胡書(shū)奎

（1.中國(guó)石化河南油田分公司勘探開(kāi)發(fā)研究院，河南南陽(yáng)473132；2.河南省提高石油采收率重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，河南南陽(yáng)473132）

聚合物驅(qū)技術(shù)具有降低驅(qū)替液與被驅(qū)替液的流度比、擴(kuò)大波及體積、提高微觀洗油效率的特征，該技術(shù)從20 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、河南等油田原油增產(chǎn)和穩(wěn)產(chǎn)的重要措施[1-3]。凝膠驅(qū)技術(shù)具有改善油水流度比和油藏非均質(zhì)性的雙重特征，近些年在各大油田也得到廣泛應(yīng)用[4-6]。然而關(guān)于水驅(qū)后凝膠體系與聚合物多級(jí)段塞交替注入?yún)?shù)優(yōu)化及聚合物注入質(zhì)量濃度差異化調(diào)整等方面的研究卻鮮有報(bào)道。針對(duì)長(zhǎng)期注水開(kāi)發(fā)后地下形成大孔道，平面竄流嚴(yán)重的油藏，開(kāi)展了凝膠體系與聚合物多級(jí)段塞交替注入?yún)?shù)優(yōu)化及聚合物注入質(zhì)量濃度差異化調(diào)整研究，旨在分析化學(xué)驅(qū)段塞組合方式及差異化調(diào)整聚合物注入質(zhì)量濃度對(duì)開(kāi)發(fā)效果的影響。

1 地質(zhì)開(kāi)發(fā)簡(jiǎn)況

1.1 地質(zhì)特征

下二門(mén)油田泌238 區(qū)塊油藏類(lèi)型為構(gòu)造—巖性油藏，沉積類(lèi)型為扇三角洲相沉積。巖性以含礫細(xì)砂巖為主，主要礦物成分為石英、長(zhǎng)石、巖屑，膠結(jié)物主要為泥質(zhì)膠結(jié)物，膠結(jié)類(lèi)型主要為孔隙型膠結(jié)類(lèi)型，巖石顆粒主要為次圓顆粒。儲(chǔ)層物性中等，孔隙度介于10.1%～30%，平均孔隙度為17%～18%；滲透率介于0.03～0.9 μm2，平均滲透率為0.21 μm2。平面上由北向南順物源方向物性呈變差趨勢(shì)，主體區(qū)孔隙度、滲透率較高，東南部砂體逐漸尖滅，物性相對(duì)較差。油層原油性質(zhì)屬普通稠油，70 ℃時(shí)原油黏度為115～130 mPa·s，計(jì)算地層溫度下脫氣原油黏度為223.3 mPa·s。油層溫度為58.1℃，原始油層壓力為11.96 MPa，地面原油密度為0.900 2～0.915 4 g/cm3。

1.2 開(kāi)發(fā)特征

下二門(mén)油田泌238 斷塊自1981年底開(kāi)始投產(chǎn)，先后經(jīng)歷了天然能量開(kāi)發(fā)及注水開(kāi)發(fā)兩個(gè)階段，目前處于注水開(kāi)發(fā)中后期。截止到2019年底，區(qū)塊綜合含水率為97.14%，采出程度為25.14%。

自投產(chǎn)以來(lái)，主體區(qū)2口中心油井的累產(chǎn)液量一直占層系總產(chǎn)液量的40%～60%，中心區(qū)域開(kāi)采強(qiáng)度較大；示蹤劑檢測(cè)結(jié)果證明下22 井、T7-237 井和T7-225 井向中心井的竄流速度最高達(dá)到222 m/d，注水優(yōu)勢(shì)方向竄流明顯；2003年后共進(jìn)行了5 次整體調(diào)剖，調(diào)剖初期增油降水效果顯著，但有效作用時(shí)間短，含水回返快，產(chǎn)油量下降。以中心油井T7-233井為例，第一次調(diào)剖初期日產(chǎn)油由3.3 t 上升至9.4 t，含水率由89.9%下降至68.7%，但5～6個(gè)月之后，日產(chǎn)油重新下降至3.4 t，含水率上升至87.4%，進(jìn)一步表明油藏地下優(yōu)勢(shì)通道發(fā)育，進(jìn)行調(diào)剖可有效擴(kuò)大波及體積，但單次調(diào)剖有效作用時(shí)間短，需要采用針對(duì)性強(qiáng)的注入方式開(kāi)展化學(xué)驅(qū)，改善開(kāi)發(fā)效果。

2 油藏地質(zhì)模型的建立

依據(jù)區(qū)塊的實(shí)際情況，流體性質(zhì)及參數(shù)均采用油田實(shí)際數(shù)據(jù)，應(yīng)用Petrel 建模軟件建立3D（三維）地質(zhì)模型，模擬區(qū)共有18口井，包括5口水井和13口油井。網(wǎng)格節(jié)點(diǎn)劃分為74×44×21=68 376個(gè)，選用近五點(diǎn)法井網(wǎng)部署，注采井距150～220 m。該地質(zhì)模型縱向上劃分為20 個(gè)單層，其中油砂層10 個(gè)（包括主力層5個(gè)），非滲透層10個(gè)。

采用Eclipse 黑油模擬器E100 笛卡爾坐標(biāo)系統(tǒng)和角點(diǎn)網(wǎng)格，初始狀態(tài)為油水兩相，擬合時(shí)間為1982—2019年，儲(chǔ)量擬合相對(duì)誤差為0.29 %。模擬時(shí)，油井的工作制度采用定液生產(chǎn)，水井采用定注入量，產(chǎn)油、產(chǎn)水?dāng)M合度較高，模擬計(jì)算出累計(jì)產(chǎn)油16.01×104t，與實(shí)際累產(chǎn)油相比絕對(duì)誤差為0.16×104t，相對(duì)誤差為0.9%，擬合率較高。

3 注入?yún)?shù)優(yōu)化研究

3.1 凝膠與聚合物交替注入機(jī)理研究

聚合物溶液具有黏彈性，在驅(qū)油過(guò)程中，依靠其黏性能夠改善油水流度比、擴(kuò)大宏觀波及效率；同時(shí)依靠其彈性能夠攜帶水驅(qū)無(wú)法驅(qū)動(dòng)的殘余油，降低殘余油飽和度，提高微觀驅(qū)油效率[7]。凝膠是由聚合物和交聯(lián)劑形成的弱交聯(lián)體系，其體系具有一定黏度，三維網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)以分子間交聯(lián)為主，分子內(nèi)交聯(lián)為輔。當(dāng)凝膠被注入到非均質(zhì)地層后，會(huì)優(yōu)先進(jìn)入滲流阻力較小的高滲透地層，使高滲層主流通道的滲流阻力逐漸增大，可以暫時(shí)封堵高滲透層，使后續(xù)注入的流體進(jìn)入到波及較少甚至是未波及到的中、低滲透層，從而提高了宏觀波及效率[8]。泌238 斷塊長(zhǎng)期注水開(kāi)發(fā)過(guò)程中，形成的注采大孔道比較發(fā)育，竄流嚴(yán)重。為了抑制竄流，目標(biāo)單元?dú)v史上進(jìn)行過(guò)物理和化學(xué)調(diào)剖，竄流層得到了有效封堵，中低滲透層得到了有效波及，但因單次調(diào)剖的劑量小、次數(shù)少，調(diào)剖作用的有效期短，驅(qū)替前緣過(guò)早突破。為延長(zhǎng)調(diào)剖的作用時(shí)間，發(fā)揮聚合物驅(qū)油的作用，采用凝膠與聚合物交替注入的方式開(kāi)展化學(xué)驅(qū)，可以充分發(fā)揮凝膠調(diào)剖和聚合物驅(qū)油兩項(xiàng)技術(shù)的協(xié)同效應(yīng)，改善開(kāi)發(fā)效果。

3.2 注入?yún)?shù)優(yōu)化設(shè)計(jì)

3.2.1 數(shù)值模型參數(shù)設(shè)計(jì)

數(shù)值模型參數(shù)直接引用室內(nèi)物理模擬實(shí)驗(yàn)研究結(jié)果，聚合物質(zhì)量濃度為2 100 mg/L，段塞尺寸為0.6 PV。在室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究的基礎(chǔ)上，采用下二門(mén)油田泌238 塊實(shí)際油藏模型，將Eclipse 水驅(qū)歷史擬合末期場(chǎng)作為計(jì)算的初始場(chǎng)，開(kāi)展凝膠與聚合物交替注入?yún)?shù)優(yōu)化研究。因凝膠驅(qū)提高采收率的機(jī)理認(rèn)識(shí)比較復(fù)雜，目前對(duì)凝膠驅(qū)的數(shù)值模擬研究缺乏成熟的數(shù)學(xué)模型和求解方法，為了研究方便，在黑油模型基礎(chǔ)上，凝膠采用高質(zhì)量濃度聚合物驅(qū)代替，相對(duì)滲透率曲線統(tǒng)一采用室內(nèi)測(cè)定的聚合物驅(qū)相對(duì)滲透率曲線。數(shù)值模型井網(wǎng)為近五點(diǎn)法面積井網(wǎng)，平均注采井距為191 m，總井?dāng)?shù)為18 口，采油井為12 口，注聚井為6口，油水井?dāng)?shù)比為2:1。

3.2.2 注入速度優(yōu)化

為確定合理注入速度，設(shè)計(jì)注聚合物質(zhì)量濃度為2 100 mg/L，注入0.6 PV，設(shè)計(jì)注入速度分別為0.08，0.09，0.1，0.11，0.12，0.13，0.14 PV/a 的7 個(gè)水平進(jìn)行數(shù)模預(yù)測(cè)。結(jié)果表明注入速度為0.1 PV 時(shí)，采收率增幅最大（圖1），因此，確定泌238 塊選取0.1 PV/a 的注入速度。

圖1 注入速度對(duì)驅(qū)油效果的影響Fig.1 Influence of injection rate on oil displacement effect

3.2.3 段塞結(jié)構(gòu)優(yōu)化

前人的研究表明，段塞結(jié)構(gòu)對(duì)驅(qū)油效果有顯著的影響，對(duì)于同一個(gè)油層或油田來(lái)說(shuō)，通過(guò)段塞結(jié)構(gòu)最優(yōu)化設(shè)計(jì)，可以實(shí)現(xiàn)在相同的化學(xué)劑用量的情況下采收率更高，或在相同采收率情況下化學(xué)劑用量最低[9-10]。本次研究在確定總段塞量為0.6 PV、聚合物溶液質(zhì)量濃度為2 100 mg/L、注入速度為0.1 PV/a的條件下，主要開(kāi)展段塞結(jié)構(gòu)組合對(duì)化學(xué)驅(qū)驅(qū)油效果的影響。

首先，注入不同段塞量的凝膠體系進(jìn)行驅(qū)油（聚合物相對(duì)分子質(zhì)量為1 800 萬(wàn)、聚合物溶液質(zhì)量濃度為1 500 mg/L、聚交比為15:1的鉻離子凝膠體系）；然后，進(jìn)行聚合物溶液主體段塞驅(qū)油（聚合物相對(duì)分子質(zhì)量為1 800 萬(wàn)、聚合物溶液質(zhì)量濃度為2 100mg/L、黏度為90 mPa·s、擬定注入速度為0.1 PV/a、油井定液生產(chǎn)）；最后，再注入不同段塞量的凝膠體系進(jìn)行驅(qū)油（聚合物相對(duì)分子質(zhì)量為1800萬(wàn)、聚合物溶液質(zhì)量濃度為1 500 mg/L、聚交比為15∶1 的鉻離子凝膠體系），用Eclipse模擬器開(kāi)展水驅(qū)后凝膠與聚合物交替注入?yún)?shù)優(yōu)化研究。

優(yōu)化結(jié)果表明：前置和后置段塞對(duì)化學(xué)驅(qū)驅(qū)油效果有明顯影響，隨著前置和后置段塞量的增大，提高采收率是逐漸上升的，但當(dāng)段塞量達(dá)到0.06 PV時(shí)，提高采收率值開(kāi)始變緩，出現(xiàn)拐點(diǎn)。此時(shí)的提高采收率值為6.86 %，比沒(méi)有前置和后置段塞時(shí)的6.45%高0.41 個(gè)百分點(diǎn)（圖2、圖3），而且此時(shí)增加的聚合物量非常少，大大提高了聚合物驅(qū)的技術(shù)經(jīng)濟(jì)效果[11-15]。

圖2 前置段塞大小對(duì)驅(qū)油效果的影響Fig.2 Effect of pre-slug size on oil displacement

圖3 后置段塞大小對(duì)驅(qū)油效果的影響Fig.3 Effect of post slug size on oil displacement

綜上確定采用三級(jí)段塞注入，即前置段塞為0.06 PV凝膠體系，主體段塞量為2 100 mg/L×0.48 PV，后置段塞為0.06 PV凝膠體系。

3.2.4 主體段塞優(yōu)化

下二門(mén)油田泌238塊在長(zhǎng)期的注水開(kāi)發(fā)過(guò)程中，表現(xiàn)出平面注水優(yōu)勢(shì)方向發(fā)育，平面竄流嚴(yán)重，分析地下可能存在大孔道，造成單向注水嚴(yán)重或注水短路循環(huán)，而且該單元在水驅(qū)開(kāi)發(fā)階段曾進(jìn)行過(guò)多次調(diào)剖，但從調(diào)剖效果來(lái)看，整體表現(xiàn)出效果明顯，但有效期短。基于以上問(wèn)題，在對(duì)主體段塞進(jìn)行優(yōu)化設(shè)計(jì)時(shí)，考慮將主體段塞細(xì)化成凝膠體系段塞和聚合物段塞交替注入。為確定凝膠和聚合物最優(yōu)段塞，在相同注入量的前提下，設(shè)計(jì)了多輪次小段塞和低輪次大段塞5 種設(shè)計(jì)方案開(kāi)展凝膠和聚合物段塞交替注入（表1）。數(shù)值模擬優(yōu)化結(jié)果表明：隨著凝膠體系段塞和聚合物段塞交替注入頻次的增加，提高采收率值呈上升趨勢(shì)，主體段塞為多輪次小段塞的組合方式提高采收率最高，提高采收率值為7.92%，比沒(méi)有細(xì)化之前的6.86 %高1.06 個(gè)百分點(diǎn)；而且在相同段塞大小條件下，凝膠+聚合物驅(qū)時(shí)多輪次小段塞的采收率高于低輪次大段塞的采收率（圖4）。分析其原因，由于多輪次小段塞注入后，壓力上升速度慢，壓力的交替升緩造成多輪次交替注入時(shí)的開(kāi)發(fā)效果優(yōu)于低輪次交替注入時(shí)的開(kāi)發(fā)效果[16-18]。因此，對(duì)于存在大孔道的高含水油藏來(lái)說(shuō)，化學(xué)驅(qū)注入過(guò)程中主體段塞更適合采用多輪次小段塞的組合方式。

表1 主體段塞組合方式Table 1 Combination mode of main slug

圖4 不同方案提高采收率的變化Fig.4 EOR of different schemes

3.2.5 聚合物質(zhì)量濃度差異化設(shè)計(jì)

下二門(mén)油田泌238塊因平面非均質(zhì)性較嚴(yán)重，導(dǎo)致不同的注入井吸水能力不同。從目前注入井單井的視吸水指數(shù)曲線可以看出：T7-238 井的吸水能力相對(duì)較差，每米視吸水指數(shù)小于0.5（圖5），而且在數(shù)值模擬參數(shù)優(yōu)化過(guò)程中發(fā)現(xiàn)，T7-238 井在注聚過(guò)程中表現(xiàn)出壓力上升幅度較大。為避免聚合物溶液注入過(guò)程中該井出現(xiàn)憋壓注不進(jìn)的現(xiàn)象，有必要對(duì)每米視吸水指數(shù)小于0.5 的注入井的聚合物質(zhì)量濃度進(jìn)行個(gè)性化設(shè)計(jì)，以保證現(xiàn)場(chǎng)穩(wěn)步注入。同時(shí)，為保障開(kāi)發(fā)效果，保持全區(qū)最優(yōu)聚合物注入質(zhì)量濃度2 100mg/L 不變，對(duì)具有壓力上升空間的井，即每米視吸水指數(shù)大于1.5 的井也進(jìn)行相應(yīng)的聚合物注入質(zhì)量濃度調(diào)整。

圖5 注入井的每米視吸水指數(shù)曲線Fig.5 Water absorption index per meter of injection wells

數(shù)值模擬優(yōu)化結(jié)果表明：在保持全區(qū)聚合物平均注入質(zhì)量濃度不變的條件下，適當(dāng)差異化調(diào)整內(nèi)部注入井的聚合物質(zhì)量濃度，提高采收率值呈上升趨勢(shì)。當(dāng)注入井平均聚合物質(zhì)量濃度調(diào)整幅度為20%時(shí)，提高采收率值開(kāi)始變緩并出現(xiàn)拐點(diǎn)，之后隨質(zhì)量濃度調(diào)整幅度的繼續(xù)增加，采收率增幅呈下降趨勢(shì)（圖6）。分析其原因：由于地層存在非均質(zhì)性，每口井每個(gè)層因物性差異必然會(huì)導(dǎo)致井—井、層—層之間也存在吸水能力的不同，物性好或者存在大孔道的地層吸水能力強(qiáng)，物性差或者靠近尖滅區(qū)的位置則吸水能力弱，個(gè)性差異化調(diào)整每口井的注聚質(zhì)量濃度可以保證現(xiàn)場(chǎng)平穩(wěn)有效均衡驅(qū)替，避免了高滲層堵不住、低滲層注不進(jìn)的問(wèn)題[19-20]。因此，在現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際注入過(guò)程中，建議聚合物質(zhì)量濃度調(diào)整幅度控制在20%左右。

圖6 不同個(gè)性化設(shè)計(jì)方案提高采收率對(duì)比Fig.6 Comparison of EOR with different personalized design schemes

4 結(jié)論

1）利用數(shù)值模擬方法對(duì)下二門(mén)泌238 塊化學(xué)驅(qū)段塞結(jié)構(gòu)優(yōu)化，優(yōu)化結(jié)果采用三級(jí)段塞注入，即前置段塞為0.06 PV 凝膠體系，主體段塞量2 100 mg/L×0.48 PV，后置段塞為0.06 PV凝膠體系。

2）利用Eclipse 數(shù)值模擬軟件設(shè)計(jì)預(yù)測(cè)方案研究不同凝膠和聚合物段塞組合對(duì)采收率的影響，結(jié)果表明，主體段塞為多輪次小段塞交替注入的提高采收率值效果優(yōu)于低輪次大段塞交替注入。

3）為解決平面非均質(zhì)性導(dǎo)致的不同注入井吸水能力不同的問(wèn)題，開(kāi)展了聚合物注入質(zhì)量濃度差異化調(diào)整研究。結(jié)果表明，當(dāng)注入井聚合物質(zhì)量濃度調(diào)整幅度為20%時(shí)，提高采收率出現(xiàn)拐點(diǎn)，隨質(zhì)量濃度調(diào)整幅度的繼續(xù)增加，采收率增幅呈下降趨勢(shì)。