不同韻律儲層下聚合物驅(qū)對剩余油分布的影響
——以渤海G油田反九點(diǎn)面積注采井網(wǎng)為例

王欣然，劉 斌，周鳳軍，宋洪亮，徐豪飛

（1.中海石油（中國）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津300459；2.廣東石油化工學(xué)院石油工程學(xué)院，廣東茂名525000）

剩余油挖潛是海上油田開發(fā)的重點(diǎn)研究工作，受開發(fā)投資、平臺壽命的限制，海上油田的開采年限普遍低于同等儲量規(guī)模的陸上油田［1］，因此在開發(fā)前期實(shí)現(xiàn)高產(chǎn)和穩(wěn)產(chǎn)至關(guān)重要。由于海上油田普遍采用大井距多層合采，儲層韻律及其非均質(zhì)性會(huì)造成嚴(yán)重的層間干擾，導(dǎo)致油田開發(fā)初期含水率上升較快［2-5］，通過調(diào)剖、卡堵水、分層調(diào)配等措施能夠一定程度上緩解縱向驅(qū)替不均衡的問題［6-8］，但措施有效期較短，提高油田采收率作用有限。在中含水期開展早期聚合物驅(qū)，能夠從平面和縱向上總體擴(kuò)大波及體積和提高驅(qū)油效率，從而改善油田初期開發(fā)效果［9-13］，以獲得較高的采油速度。渤海G油田通過實(shí)施早期聚合物驅(qū)，取得了較好的控水增油效果，但聚合物驅(qū)后儲層水淹規(guī)律和剩余油分布變得更為復(fù)雜。由于海上油田聚合物驅(qū)礦場應(yīng)用較少，前人主要研究了水驅(qū)條件下，儲層韻律性對剩余油分布的影響［14-16］，而對聚合物驅(qū)條件下剩余油分布研究較少，且研究方法多以數(shù)值模擬和一維單向室內(nèi)驅(qū)替實(shí)驗(yàn)為主［17-19］；且相比于陸上油田普遍進(jìn)入高含水期后實(shí)施聚合物驅(qū)，海上油田早期聚合物驅(qū)條件下剩余油研究可參考實(shí)例較少。為此，筆者根據(jù)渤海G油田油藏屬性，開展三維非均質(zhì)模型驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，研究反九點(diǎn)井網(wǎng)開發(fā)模式下，儲層韻律性對水驅(qū)和聚合物驅(qū)剩余油分布的影響，以指導(dǎo)油田調(diào)整及挖潛研究工作。

1 油田概況

渤海G油田為受遼西1號斷層控制的半背斜構(gòu)造，整體北西高南東低，主要為湖相三角洲前緣沉積，正韻律、反韻律及復(fù)合韻律儲層均有分布，總體上具有中、高孔隙度和滲透率的物性特征，橫向上分布穩(wěn)定，但非均質(zhì)性較強(qiáng)，滲透率級差約為3.2～4.6，埋深為1 700 m處的溫度約為65℃，地飽壓差為1.8～3.1 MPa，地層水屬于NaHCO3型，總礦化度為3 320～5 200 mg/L，地下原油黏度為10.0～26.0 mPa·s。該油田采用反九點(diǎn)面積注采井網(wǎng)開發(fā)，投產(chǎn)初期采用注水開發(fā)，進(jìn)入中含水期后，開發(fā)方式由水驅(qū)轉(zhuǎn)為聚合物驅(qū)，目前已進(jìn)入高含水期挖潛調(diào)整階段。

2 實(shí)驗(yàn)器材與方法

2.1 實(shí)驗(yàn)器材

實(shí)驗(yàn)裝置由恒溫箱、巖心夾持器、Teledyne Isco高壓高精度柱塞泵、壓力傳感器、六通閥、手搖泵、中間容器和油水分離器等組成。

驅(qū)替模型為三維非均質(zhì)模型（圖1），參照渤海G油田儲層物性（表1），規(guī)格為30.0 cm×30.0 cm×6.0 cm，并在模型中均勻插入若干微電極。

圖1 實(shí)驗(yàn)裝置及流程Fig.1 Experimental devices and processes

表1 三維非均質(zhì)模型基礎(chǔ)參數(shù)Table1 Basic data of three-dimension heterogeneous model

實(shí)驗(yàn)用油是真空泵油與煤油按體積比為2∶1配制，實(shí)驗(yàn)溫度65℃條件下黏度為18.0 mPa·s，與渤海G油田地下原油黏度接近。

實(shí)驗(yàn)驅(qū)替用水根據(jù)渤海G油田實(shí)際注入水離子成分復(fù)配而成，總礦化度為3 900 mg/L。

實(shí)驗(yàn)用聚合物為渤海G油田實(shí)際生產(chǎn)使用聚合物，聚合物溶液質(zhì)量濃度為1 500 mg/L。

2.2 實(shí)驗(yàn)方案

方案1 正韻律模型水驅(qū)至含水率為98%。方案2 反韻律模型水驅(qū)至含水率為98%。

方案3 復(fù)合韻律模型水驅(qū)至含水率為98%。

方案4 正韻律模型水驅(qū)至含水率為60%，實(shí)施聚合物驅(qū)，注入聚合物溶液0.3 PV后水驅(qū)至含水率為98%。

方案5 反韻律模型水驅(qū)至含水率為60%，實(shí)施聚合物驅(qū)，注入聚合物溶液0.3 PV后水驅(qū)至含水率為98%。

方案6 復(fù)合韻律模型水驅(qū)至含水率為60%，實(shí)施聚合物驅(qū)，注入聚合物溶液0.3 PV后水驅(qū)至含水率為98%。

2.3 實(shí)驗(yàn)步驟

實(shí)驗(yàn)步驟包括：①按模型設(shè)計(jì)要求充填三維非均質(zhì)模型。②模型抽真空飽和水，記錄累積吸入水量，即巖心孔隙體積，65℃下恒溫4 h以上。③飽和油至束縛水飽和度，記錄累積排出水量，計(jì)算平均殘余油飽和度，老化24 h。④注水井以恒定速度進(jìn)行水驅(qū)、聚合物驅(qū)，記錄驅(qū)替過程中的壓力變化、累積產(chǎn)油量及產(chǎn)水量，出口端含水率達(dá)到98%時(shí)停止驅(qū)替，重復(fù)步驟②—④，至所有實(shí)驗(yàn)方案全部完成。

3 實(shí)驗(yàn)結(jié)果與分析

3.1 正韻律儲層剩余油分布

從正韻律模型水驅(qū)結(jié)束后剩余油分布（圖2a）可以看出，受重力分異與滲透率級差共同作用，正韻律儲層底部水淹嚴(yán)重，縱向上低滲透層和中滲透層存在大量的殘余油，尤其頂部低滲透層動(dòng)用程度較低。平面上剩余油主要分布在與注入井對應(yīng)最遠(yuǎn)的角井附近，邊井附近剩余油富集程度低于角井，其原因?yàn)榻蔷c注入井的注采距離大于邊井，且對井組單元的產(chǎn)量貢獻(xiàn)也小于邊井，故注入水對邊井的波及程度大于角井。

圖2 正韻律模型不同開發(fā)方式含油飽和度對比Fig.2 Comparison of oil saturation under different development methods of finning-upward sequence model

模型水驅(qū)進(jìn)入高含水期后，即含水率超過60%開始進(jìn)行早期聚合物驅(qū)，由驅(qū)替結(jié)束后剩余油分布（圖2b）可以看出，聚合物優(yōu)先進(jìn)入水竄現(xiàn)象較為嚴(yán)重的高滲透層，而高滲透層中的剪切速率較小，聚合物溶液表現(xiàn)為高黏度的特征，增加高滲透率通道的滲流阻力，迫使聚合物溶液進(jìn)入到原來相對吸水較差的中、低滲透層，從而削弱了縱向上重力分異作用，使正韻律模型縱向上驅(qū)替更加均勻；另一方面由于聚合物在高滲透層的孔隙喉道滲流過程中出現(xiàn)剪切增稠的現(xiàn)象［20］，在剪切力和拉伸力的共同作用下，會(huì)有更多的剩余油在與聚合物的接觸下發(fā)生流動(dòng)，從而提高微觀驅(qū)油效率，使儲層的剩余油飽和度降低。

基于上述研究，認(rèn)為高滲透層以提高驅(qū)油效率為主，中、低滲透層擴(kuò)大波及體積和提高驅(qū)油效率的效果均較明顯，尤其是低滲透層。剩余油主要富集在反九點(diǎn)面積井網(wǎng)儲層頂部低滲透層的邊、角井區(qū)域，對正韻律儲層挖潛，可考慮在反九點(diǎn)面積井網(wǎng)邊、角井之間靠近角井區(qū)域部署水平井調(diào)整井，從而有效挖潛儲層頂部剩余油。

3.2 反韻律儲層剩余油分布

從反韻律模型水驅(qū)結(jié)束后剩余油分布（圖3a）可以看出，層間的剩余油差異程度明顯小于正韻律模型，而反韻律與正韻律模型的平均滲透率以及滲透率級差均一致，這說明驅(qū)油效果差異主要是重力分異作用不同引起的，重力分異是由水平滲流速度及垂直滲流速度相對差異引起的，由達(dá)西公式得到，水驅(qū)油時(shí)水平方向滲流速度為：

在水、油重力差作用下的垂直滲流速度為：

若水平方向滲透率與垂直方向滲透率相同，（2）式兩端分別除以（1）式兩端得：

當(dāng)垂直方向滲透率與水平方向滲透率相同時(shí)，則為垂直滲流速度與水平滲流速度的比值，可以看出，重力準(zhǔn)數(shù)越大，重力分異作用越強(qiáng)。反韻律模型自上而下垂直方向滲透率逐漸減小。與平均滲透率相同的正韻律模型相比，其垂直方向滲流阻力逐漸增加，垂直方向滲流速度小于正韻律模型，因此其重力準(zhǔn)數(shù)較小，重力分異作用較弱，采油井見水時(shí)油水前緣轉(zhuǎn)折點(diǎn)推進(jìn)的距離更長，使模型縱向驅(qū)替程度更加均勻。受注采對應(yīng)關(guān)系影響，反九點(diǎn)面積井網(wǎng)剩余油富集在靠近角井區(qū)域。

圖3 反韻律模型不同開發(fā)方式含油飽和度對比Fig.3 Comparison of oil saturation under different development methods of coarsening-upward sequence model

當(dāng)反韻律模型開發(fā)方式轉(zhuǎn)變?yōu)樵缙诰酆衔矧?qū)時(shí)，從驅(qū)替結(jié)束后剩余油分布（圖3b）可以看出，一方面由于聚合物能夠改善吸水剖面，與重力分異作用產(chǎn)生協(xié)同效應(yīng)，使頂部高滲透層的剩余油飽和度大幅減少，同時(shí)也能加強(qiáng)中、低滲透層的驅(qū)替程度；另一方面，反韻律模型聚合物驅(qū)時(shí)，由于在縱向驅(qū)替更加均勻，接近于活塞式驅(qū)油，故驅(qū)替相的整體滲流速度低于正韻律模型，黏彈效應(yīng)減弱，從而減少了聚合物分子在儲層中的滯留［21］，提高聚合物溶液的有效利用率，尤其在高滲透層表現(xiàn)得更為明顯。驅(qū)替結(jié)束后，中、高滲透層僅在角井附近剩余油富集，整體聚合物驅(qū)效果優(yōu)于正韻律模型。

對于反韻律模型，由于重力分異起到正向作用，無論水驅(qū)還是聚合物驅(qū)，縱向上驅(qū)替程度均更加均勻。剩余油主要富集在反九點(diǎn)面積井網(wǎng)的角井區(qū)域附近，可在角井附近非主流線區(qū)域部署定向調(diào)整井來挖潛剩余油。

3.3 復(fù)合韻律儲層剩余油分布

從復(fù)合韻律模型水驅(qū)結(jié)束后剩余油分布（圖4a）可看出，對于組成復(fù)合韻律的正韻律或反韻律儲層來說，其剩余油分布特征與單一正韻律或單一反韻律相似。其中反韻律部分的滲透率級差大于單一反韻律模型，具有更強(qiáng)的非均質(zhì)性，故低滲透層的水驅(qū)效果略差于單一反韻律模型；正韻律部分的滲透率級差小于單一正韻律模型，非均質(zhì)性程度較低，因此底部中滲透層的驅(qū)替效果略好于單一正韻律模型。

開發(fā)方式轉(zhuǎn)變?yōu)樵缙谧⒕酆衔矧?qū)，剩余油分布（圖4b）中聚合物驅(qū)以改善頂、底部的高、中滲透層的驅(qū)油效果為主，而低滲透層同時(shí)受反韻律提高驅(qū)油效率和正韻律部分提高波及體積的疊加效應(yīng)，為剩余油富集的主要層位，但其驅(qū)替程度高于單一韻律儲層。聚合物驅(qū)結(jié)束后，復(fù)合韻律儲層剩余油主要富集在各層角井附近，因此其挖潛策略與反韻律儲層類似，應(yīng)以在角井附近非主流線區(qū)域部署定向調(diào)整井為主。

3.4 驅(qū)替動(dòng)態(tài)特征分析

圖4 復(fù)合韻律模型不同開發(fā)方式含油飽和度對比Fig.4 Comparison of oil saturation under different development methods of superposition sequence model

圖5 不同驅(qū)替方式注入量與采油速度的關(guān)系Fig.5 Relationship between pore volume and recovery rate

從水驅(qū)時(shí)注入量和采油速度關(guān)系（圖5a）可以看出，由于各模型的驅(qū)替速度相同，因此注入量的大小可以等效為驅(qū)替時(shí)間的長短，反韻律模型穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間最長，復(fù)合韻律模型次之，正韻律模型穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間最短。不同韻律模型見水后，采油速度均呈大幅下降，當(dāng)注入量超過0.6 PV時(shí)，采油速度均下降至初期采油速度的20%以下。

通過實(shí)施早期聚合物驅(qū)，采油速度開始回升（圖5b），正韻律模型水驅(qū)情況下最先達(dá)到中含水期，因此實(shí)施聚合物驅(qū)時(shí)間最早，同時(shí)由于其剩余油富集程度較高，故聚合物驅(qū)后提高采油速度效果最為明顯，注入量達(dá)到0.6 PV時(shí)，采油速速度相比水驅(qū)平均提高了3.4倍；復(fù)合韻律模型縱向上驅(qū)替最均勻，故聚合物驅(qū)后未出現(xiàn)采油速度明顯上升的現(xiàn)象，而是表現(xiàn)為抑制了采油速度下降趨勢，注入量達(dá)到0.6 PV時(shí)，采油速度相比水驅(qū)平均提高了2.1倍；反韻律模型水驅(qū)階段穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間最長，因此實(shí)施聚合物驅(qū)的時(shí)間最晚，但聚合物驅(qū)后采油速度回升趨勢較明顯，在相同的注入量下，采油速度相比水驅(qū)平均提高了2.3倍。由此說明對于不同的韻律性，早期聚合物驅(qū)對于開發(fā)前期采油速度均有較為明顯的效果。

從水驅(qū)時(shí)采出程度與含水率關(guān)系（圖6a）可以看出，正韻律模型無水采油期最短，采收率最低為34.5%；反韻律模型的無水采油期最長，采收率最高為48.3%；復(fù)合韻律模型采收率介于正韻律與反韻律模型之間，為45.7%。當(dāng)開發(fā)階段達(dá)到高含水率階段末期，即含水率達(dá)到80%時(shí)，正韻律模型采出程度為28.2%，反韻律模型采出程度為44.1%，復(fù)合韻律模型采出程度為37.2%。

從聚合物驅(qū)時(shí)采出程度與含水率關(guān)系（圖6b）可以看出，水驅(qū)轉(zhuǎn)為聚合物驅(qū)后，不同韻律儲層模型均出現(xiàn)了含水率下降漏斗或抑制含水率上升趨勢。相比于水驅(qū)條件下，正韻律儲層模型由于水驅(qū)程度較低，因此聚合物驅(qū)后提高采收率達(dá)22.2%，而反韻律和復(fù)合韻律模型因水驅(qū)程度較高，采收率分別提高了18.5%和18.1%，提高程度低于正韻律模型。對比高含水率階段末期的采出程度，聚合物驅(qū)含水率達(dá)到80%時(shí)，正韻律模型采出程度為50.1%，反韻律模型采出程度為61.7%，復(fù)合韻律模型采出程度為53.0%，分別是水驅(qū)高含水率末期的1.78，1.40和1.42倍。說明對不同韻律儲層聚合物驅(qū)均能起到較好的控水增油效果。

圖6 不同驅(qū)替方式采出程度與含水率的關(guān)系Fig.6 Relationship between recovery degree and water cut

4 應(yīng)用實(shí)例

渤海G油田目前已進(jìn)入聚合物驅(qū)中、高含水率階段，根據(jù)上述研究認(rèn)為，油田挖潛應(yīng)以儲層韻律性控制的剩余油分布差異作為主要考慮因素。以油田典型聚合物驅(qū)井組為例，GZ1井為反九點(diǎn)井組中心注聚井，該井組所在Ⅰ油組以正韻律儲層為主，通過水淹層測井解釋，采油井GZ2（邊井）Ⅰ油組底部為中到強(qiáng)水淹，而采油井GZ3（角井）Ⅰ油組底部為弱到中水淹。分析實(shí)驗(yàn)研究結(jié)果，認(rèn)為正韻律儲層進(jìn)入聚合物驅(qū)高含水率期后，反九點(diǎn)井組角井附近頂部仍有剩余油富集，因此開展調(diào)整井研究方案，于Ⅰ油組頂部距離GZ3井100 m處非主流線方向，部署了1口調(diào)整井GY1H進(jìn)行挖潛試驗(yàn)。GY1H井投產(chǎn)后初期產(chǎn)油量為86 m3/d（圖7），為周邊生產(chǎn)井產(chǎn)能的2～3倍，且生產(chǎn)1 a后含水率仍在15%以內(nèi)，取得了較好的挖潛效果。

圖7 調(diào)整井GY1H井生產(chǎn)曲線Fig.7 Production curve of adjustment well GY1H

5 結(jié)論

三維非均質(zhì)模型驅(qū)替實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，通過中、高含水率期實(shí)施注聚合物驅(qū)，能夠有效提高中、高含水率階段的采油速度和最終采收率，從而改善海上油田中前期開發(fā)效果；對于正韻律儲層，聚合物驅(qū)剩余油主要富集在反九點(diǎn)井網(wǎng)頂部低滲透層的邊、角井區(qū)域，挖潛方式應(yīng)以在角井附近非主流線區(qū)域部署水平井調(diào)整井為主；而對于反韻律和復(fù)合韻律儲層，聚合物驅(qū)剩余油主要富集在反九點(diǎn)井網(wǎng)的角井區(qū)域附近，挖潛方式應(yīng)以在角井附近非主流線區(qū)域部署定向調(diào)整井為主。該實(shí)驗(yàn)針對不同韻律儲層實(shí)施不同的調(diào)整策略，取得更好的挖潛效果，能夠?qū)ν愑吞镩_發(fā)調(diào)整起到有效的借鑒作用。

符號解釋

VH——水平方向滲流速度，cm/s；KH——水平方向滲透率，mD；μ——通過模型的流體黏度，mPa·s；Δp——流體通過模型前后的壓差，10-1MPa；L——模型長度，cm；VZ——垂直方向滲流速度，cm/s；KZ——垂直方向滲透率，mD；g——重力加速度，m/s2；ρw——水相密度，g/cm3；ρo——油相密度，g/cm3；Δρ——水油相密度差，g/cm3；Ng——重力準(zhǔn)數(shù)，其物理意義為驅(qū)替過程中重力梯度與驅(qū)替壓力梯度之比。