聚合物驅(qū)后期油藏注采耦合技術(shù)提高采收率研究及應(yīng)用

李宗陽 ，譚河清，李林祥，曹緒龍，崔文福，陳孝芝，王業(yè)飛，李文華

（1.中國石油大學(xué)（華東）石油工程學(xué)院，山東青島 266580；2.中國石化勝利油田分公司勘探開發(fā)研究院，山東東營 257015；3.中國石化勝利油田分公司孤東采油廠，山東東營 257237；4.中國石化勝利油田分公司，山東東營 257001）

化學(xué)驅(qū)技術(shù)是油田開發(fā)中后期進(jìn)一步提高原油采收率的主要手段之一，而聚合物驅(qū)已成為傳統(tǒng)主要的化學(xué)驅(qū)技術(shù)，在中外得到廣泛應(yīng)用［1-5］。勝利油區(qū)適合化學(xué)驅(qū)的Ⅰ，Ⅱ類優(yōu)質(zhì)油藏資源已基本得到動(dòng)用，面臨化學(xué)驅(qū)資源接替難度大的實(shí)際問題，截至2018 年12 月，礦場正在實(shí)施的化學(xué)驅(qū)項(xiàng)目覆蓋石油地質(zhì)儲(chǔ)量為1.27×108t，但已基本進(jìn)入聚合物驅(qū)后期開發(fā)階段，截至2019 年5 月，該類化學(xué)驅(qū)油藏平均綜合含水率為91.7%，平均采出程度僅為43.0%，但年增油量占勝利油區(qū)化學(xué)驅(qū)年總增油量的81.3%。如何把握化學(xué)驅(qū)增油有利時(shí)機(jī)，充分利用化學(xué)驅(qū)單元現(xiàn)有井網(wǎng)和地面注聚設(shè)備，改變目前已有老流線，延長化學(xué)驅(qū)項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)壽命期，是聚合物驅(qū)后期油藏化學(xué)驅(qū)項(xiàng)目降本增效、低成本經(jīng)濟(jì)高效開發(fā)的關(guān)鍵。聚合物驅(qū)后期油藏注采耦合技術(shù)被認(rèn)為可進(jìn)一步提高該類油藏采收率，有效抑制含水率上升，減緩產(chǎn)量遞減，延長注聚項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)有效期。然而，注采耦合模式不明確，相關(guān)的物理模擬實(shí)驗(yàn)研究缺乏［6-8］。因此，針對聚合物驅(qū)后期油藏孤東油田八區(qū)Ng3-4 單元特征條件，基于物理模擬實(shí)驗(yàn)研究方法，采用可視化模擬驅(qū)替裝置，研究聚合物驅(qū)后期油藏聚合物連續(xù)和耦合注入模式（簡稱連續(xù)注采和注采耦合）下的液流波及、油水分布和提高采出程度特征，明確聚合物驅(qū)后期油藏注采耦合技術(shù)的增效作用機(jī)制［9-11］。利用數(shù)值模擬手段，優(yōu)化聚合物驅(qū)后期油藏注采耦合結(jié)構(gòu)和實(shí)施周期等，建立聚合物驅(qū)后期油藏的注采耦合調(diào)整模式，指導(dǎo)礦場單元高效開發(fā)，以期進(jìn)一步提高聚合物驅(qū)后期油藏采收率，最大限度提升化學(xué)驅(qū)油藏開發(fā)效果。

1 注采耦合物理模擬實(shí)驗(yàn)方法與結(jié)果

設(shè)計(jì)可體現(xiàn)非均質(zhì)性的可視化模擬驅(qū)替裝置，借助物理模擬手段，研究聚合物驅(qū)后期油藏連續(xù)注采和注采耦合模式對驅(qū)油效果的影響，對比連續(xù)注采和注采耦合模式下液流波及范圍、油水分布特征和采出程度提高值。

1.1 實(shí)驗(yàn)器材與方法

實(shí)驗(yàn)裝置 可視化模擬驅(qū)替裝置（圖1）主要包括:高精密醫(yī)用泵（流量量程為0.01～20 mL/min）、非均質(zhì)平面夾砂模型（模型尺寸為35 cm×25 cm）、視頻自動(dòng)采集裝置（帶LED 光源的攝物臺(tái)、高清攝像機(jī)、圖像處理軟件等）。

圖1 可視化模擬驅(qū)替裝置示意Fig.1 Sketch map of visualized simulated displacement apparatus

實(shí)驗(yàn)材料 實(shí)驗(yàn)用聚合物由北京恒聚生產(chǎn)，相對分子質(zhì)量為2 200×104。實(shí)驗(yàn)用模擬地層水為孤東油田地層水，礦化度為7 101 mg/L。實(shí)驗(yàn)用油為孤東油田八區(qū)Ng3-4 單元油井原油，地層原油黏度為61 mPa·s。

實(shí)驗(yàn)方法 利用可視化模擬驅(qū)替裝置分別研究連續(xù)注采和注采耦合兩種模式下的驅(qū)油效果。具體實(shí)驗(yàn)步驟為:①模型飽和地層水。將模型烘干稱重，抽真空飽和地層水，計(jì)算夾砂模型孔隙體積。②模型飽和油。以不同速度進(jìn)行油驅(qū)水至束縛水飽和度，根據(jù)高、低滲透帶油流入速度，依據(jù)飽和情況適時(shí)采用重力法飽和，保證非均質(zhì)夾砂平板充分飽和。③水驅(qū)油。以0.5 mL/min 的速度水驅(qū)，打開攝像頭開始錄像，根據(jù)流出管線油水比例，判斷產(chǎn)出液含水率約為90%時(shí)，分析水驅(qū)結(jié)束后油水分布。④注聚合物及后續(xù)水驅(qū)。對聚合物利用萘酚綠B進(jìn)行染色，對模擬油用蘇丹Ⅲ染料進(jìn)行染色，分別進(jìn)行連續(xù)注采與注采耦合模式驅(qū)油，對比連續(xù)注采和注采耦合模式下液流波及范圍、油水分布特征和提高采出程度。聚合物注入方案設(shè)計(jì):①連續(xù)注采方案。水驅(qū)至含水率為90%時(shí)，注0.6 PV 質(zhì)量濃度為1 000 mg/L 的聚合物，轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)至含水率為95%時(shí)停止實(shí)驗(yàn)。②注采耦合方案。水驅(qū)至含水率為90%時(shí)，首先應(yīng)用連續(xù)注采方法，注入0.4 PV質(zhì)量濃度為1 000 mg/L 的聚合物，然后應(yīng)用注采耦合方法，注入0.2 PV 質(zhì)量濃度為1 000 mg/L 的聚合物，轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)至含水率為95%時(shí)停止實(shí)驗(yàn)。③注采方式。連續(xù)注采模式為1，2 和3 井同時(shí)注，4，5 和6井同時(shí)采。注采耦合模式為:耦合上半周期為1和3 井注，5 井采；耦合下半周期為2 井注，4 和6 井采。耦合周期段塞比例為1∶1。實(shí)驗(yàn)用聚合物黏度為礦場用地層條件下聚合物黏度。

1.2 連續(xù)注采和注采耦合液流波及和油水分布特征

根據(jù)驅(qū)油實(shí)驗(yàn)流程和方案設(shè)計(jì)，進(jìn)行連續(xù)注采與注采耦合驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，利用視頻自動(dòng)采集裝置對驅(qū)油過程進(jìn)行錄像，待實(shí)驗(yàn)結(jié)束后，對飽和油結(jié)束階段、水驅(qū)階段、聚合物驅(qū)階段、注采耦合階段和后續(xù)水驅(qū)階段等各驅(qū)替階段進(jìn)行分析處理。

對于水驅(qū)階段，由于高、低滲透帶的滲透率差異，注入水容易沿高滲透帶推進(jìn)，隨著注入時(shí)間的延長，易形成明顯的水驅(qū)油優(yōu)勢滲流通道（圖2a，2b，圖3a，3b），并且由于優(yōu)勢滲流通道阻力較小，形成優(yōu)勢滲流通道后，注入水會(huì)沿流動(dòng)阻力最小的優(yōu)勢滲流通道推進(jìn)，導(dǎo)致高滲透帶動(dòng)用程度高于低滲透帶。

對于聚合物驅(qū)階段，注入的聚合物仍然會(huì)沿著水驅(qū)的優(yōu)勢滲流通道推進(jìn)，隨著聚合物注入量的增加，前期的水驅(qū)油優(yōu)勢滲流通道阻力增加，注入壓力增大，動(dòng)用了低滲透帶部分原油（圖2c，圖3c）。

對于注采耦合階段，對比注采耦合階段上半周期和下半周期油水分布（圖3d，圖3e）可知，能夠明顯看到染色的聚合物在低滲透帶推進(jìn)，相比連續(xù)注采，低滲透帶的波及程度和采出程度明顯升高。

對于后續(xù)水驅(qū)階段，與連續(xù)注采方案相比，注采耦合方案低滲透帶剩余油量明顯減少，表明低滲透帶的剩余油得到高效動(dòng)用（圖2d，圖3f）。

2 聚合物驅(qū)巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)及數(shù)值模型的建立

2.1 聚合物驅(qū)巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)

在開展聚合物驅(qū)后期油藏注采耦合數(shù)值模擬研究之前，為了確保數(shù)值模擬結(jié)果的可靠性和準(zhǔn)確性，首先對化學(xué)劑相關(guān)特性參數(shù)進(jìn)行測定，并開展物理模擬巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，對實(shí)驗(yàn)結(jié)果進(jìn)行數(shù)值模擬擬合校正與優(yōu)化。以聚合物驅(qū)油實(shí)驗(yàn)為例，主要測定聚合物溶液黏濃關(guān)系、不可及孔隙體積、殘余阻力系數(shù)、阻力系數(shù)及聚合物吸附量等相關(guān)物化特性參數(shù)［12-14］。

圖2 連續(xù)注采不同階段油水分布特征Fig.2 Oil-water distribution characteristics at different stages through conventional injection and production method

圖3 注采耦合不同階段油水分布Fig.3 Oil-water distribution at different stages through injection-production coupling technology

具體實(shí)驗(yàn)步驟為:①將天然巖心經(jīng)切割磨平、洗油、烘干預(yù)處理，稱干重，測定氣測滲透率。②將天然巖心抽真空飽和模擬油田地層水，飽和水后稱巖心濕重，測定巖心孔隙體積和孔隙度。③將天然巖心飽和油田原油，計(jì)算初始含油飽和度。④以0.2 mL/min 的注入速度進(jìn)行聚合物驅(qū)前水驅(qū)模擬，當(dāng)水驅(qū)至綜合含水率為97%時(shí)，計(jì)算水驅(qū)采收率。⑤在水驅(qū)基礎(chǔ)上，注入0.3 PV 質(zhì)量濃度為2 000 mg/L 的聚合物溶液，再轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)至綜合含水率為98%時(shí)結(jié)束實(shí)驗(yàn)，計(jì)算得到最終采收率。

物理模擬相關(guān)實(shí)驗(yàn)參數(shù)與聚合物驅(qū)實(shí)驗(yàn)?zāi)M結(jié)果為:天然巖心直徑為2.5 cm，長度為10 cm，孔隙度為30.1%，氣測滲透率為2 000 mD，含油飽和度為70%，聚合物溶液黏度為28.5 mPa·s，其中物理模擬水驅(qū)采收率為56.6%，聚合物驅(qū)后最終采收率為72.3%，物理模擬聚合物驅(qū)比水驅(qū)可進(jìn)一步提高采收率15.7%，綜合含水率最大下降幅度為32%。

2.2 聚合物驅(qū)巖心數(shù)值模型建立

聚合物驅(qū)數(shù)值模擬預(yù)測結(jié)果的準(zhǔn)確性主要依賴于油藏?cái)?shù)值模型的可靠程度［15-16］，在物理模擬研究的基礎(chǔ)上，應(yīng)用Eclipse 油藏?cái)?shù)值模擬軟件，結(jié)合室內(nèi)物理模擬巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)及聚合物性能評價(jià)結(jié)果，在水驅(qū)模型中引入聚合物相關(guān)的物化特性參數(shù)，主要包括聚合物黏濃關(guān)系曲線、剪切參數(shù)、殘余阻力系數(shù)等相關(guān)參數(shù)，根據(jù)室內(nèi)巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)對聚合物驅(qū)數(shù)值模擬模型中的基本物化特性參數(shù)進(jìn)行擬合修正，對室內(nèi)物理模擬聚合物驅(qū)替規(guī)律進(jìn)行擬合。擬合結(jié)果（圖4）表明，數(shù)值模擬與物理模擬采收率與綜合含水率擬合度達(dá)到90%以上，可有效保證數(shù)值模擬研究結(jié)果的可靠性，最終確定可供聚合物驅(qū)數(shù)值模擬研究的主要的化學(xué)驅(qū)數(shù)值模擬參數(shù)及數(shù)值模擬模型。

圖4 巖心驅(qū)替曲線與油藏?cái)?shù)值模擬擬合曲線對比Fig.4 Comparison between fitting curve of numerical simulation and core displacement curve

3 聚合物驅(qū)注采耦合模式數(shù)值模擬結(jié)果

選取聚合物驅(qū)后期油藏孤東油田八區(qū)Ng3-4單元的Ng32層為研究對象，根據(jù)目標(biāo)區(qū)塊地質(zhì)構(gòu)造特征、儲(chǔ)層特征及流體性質(zhì)，應(yīng)用Petrel 地質(zhì)建模軟件，建立目標(biāo)區(qū)塊三維精細(xì)地質(zhì)模型，為油藏?cái)?shù)值模擬優(yōu)化設(shè)計(jì)提供依據(jù)。將已優(yōu)化的三維精細(xì)地質(zhì)模型導(dǎo)入Eclipse 數(shù)值模擬軟件，并將目標(biāo)區(qū)塊動(dòng)態(tài)開發(fā)歷史數(shù)據(jù)導(dǎo)入數(shù)值模擬模型，建立以八區(qū)Ng32層為主的油藏?cái)?shù)值模型，在水驅(qū)和聚合物驅(qū)等歷史生產(chǎn)數(shù)據(jù)擬合的基礎(chǔ)上，應(yīng)用巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)擬合優(yōu)選的聚合物驅(qū)數(shù)值模擬相關(guān)物化參數(shù)，應(yīng)用數(shù)值模擬手段研究聚合物驅(qū)后期油藏注采耦合模式對流線改變及提高原油采收率的影響，開展聚合物驅(qū)后期油藏注采耦合結(jié)構(gòu)和實(shí)施周期等數(shù)值模擬優(yōu)化研究，建立適應(yīng)聚合物驅(qū)后期油藏的注采耦合調(diào)整模式，以期指導(dǎo)礦場聚合物驅(qū)后期油藏高效開發(fā)［17］。

3.1 注采耦合結(jié)構(gòu)

應(yīng)用化學(xué)驅(qū)數(shù)值模擬技術(shù)，設(shè)計(jì)聚合物驅(qū)后期油藏注采耦合結(jié)構(gòu)，分別設(shè)計(jì)注采耦合結(jié)構(gòu)為對稱型和非對稱型兩類，其中對稱型結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)一輪次與二輪次開井時(shí)間比例為1∶1，非對稱型結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)一輪次與二輪次開井時(shí)間比例為1∶3，1∶2，2∶1 和3∶1四種形式?；瘜W(xué)驅(qū)數(shù)值模擬研究結(jié)果（圖5）表明，在同等工作制度下，注采耦合調(diào)整一輪次與二輪次開井時(shí)間比例為1∶1時(shí)，注聚單元采出程度最高，一輪次與二輪次開井時(shí)間比例為2∶1 和1∶2 時(shí)模擬效果次之，一輪次與二輪次開井時(shí)間比例為1∶3與3∶1時(shí)模擬效果最差，最終推薦聚合物驅(qū)后期油藏注采耦合結(jié)構(gòu)為對稱型結(jié)構(gòu)，即一輪次與二輪次開井時(shí)間比例為1∶1。

圖5 聚合物驅(qū)后期油藏不同注采耦合結(jié)構(gòu)下采出程度對比Fig.5 Comparison of recoveries under different injectionproduction coupling structures for the reservoirs at later stage of polymer flooding

3.2 注采耦合周期

在聚合物驅(qū)后期油藏注采耦合結(jié)構(gòu)為對稱型結(jié)構(gòu)的基礎(chǔ)上，設(shè)計(jì)注采耦合周期分別為1，2，3，4和5個(gè)月，應(yīng)用化學(xué)驅(qū)油藏?cái)?shù)值模擬手段，分析化學(xué)驅(qū)注采耦合周期對開發(fā)效果的影響。由注采耦合數(shù)值模擬結(jié)果（圖6）可以看出，在不同注采耦合周期條件下，實(shí)施注采耦合技術(shù)后，數(shù)值模擬預(yù)測最終采出程度由高到低分別為:3個(gè)月、4個(gè)月、2個(gè)月、5個(gè)月和1個(gè)月，最終推薦聚合物驅(qū)后期油藏注采耦合每輪次開井時(shí)間為3 個(gè)月，即注采耦合周期為3個(gè)月。

圖6 聚合物驅(qū)后期油藏不同注采耦合周期下采出程度對比Fig.6 Comparison of recoveries under different injectionproduction coupling cycles for the reservoirs at later stage of polymer flooding

3.3 注采耦合流線模擬

聚合物驅(qū)后期油藏注采耦合技術(shù)可降低注采敏感性，注入流體不再沿原有主流線突進(jìn)，變驅(qū)替為匯流，在非主流線（邊角區(qū)與油井間）產(chǎn)生多條新流線，可有效擴(kuò)大聚合物驅(qū)后期油藏波及體積［18-21］。聚合物驅(qū)后期油藏?cái)?shù)值模擬流線研究結(jié)果（圖7）表明，應(yīng)用聚合物驅(qū)后期油藏注采耦合技術(shù)后，在原有老流線的基礎(chǔ)上，油藏的固有流場發(fā)生改變，非主流線區(qū)域產(chǎn)生多條新流線，有效擴(kuò)大了化學(xué)驅(qū)波及體積，使聚合物驅(qū)后期油藏的剩余油得到高效動(dòng)用。

4 礦場應(yīng)用

聚合物驅(qū)后期油藏實(shí)施注采耦合可有效改變原有流場，對低效井組（井區(qū)）實(shí)施注采耦合調(diào)整，降低注采速度，實(shí)現(xiàn)降本穩(wěn)效，最大限度發(fā)揮驅(qū)油體系提高石油采收率的效能。綜合考慮儲(chǔ)層非均質(zhì)性、剩余油分布和井網(wǎng)井距等，針對采出液綜合含水率、日產(chǎn)油量、噸聚增油和見聚濃度等指標(biāo)，優(yōu)選10 個(gè)井組（注入井10 口，生產(chǎn)井13 口）實(shí)施注采耦合轉(zhuǎn)流線調(diào)整開發(fā)，根據(jù)油藏?cái)?shù)值模擬優(yōu)化結(jié)果，選擇注采結(jié)構(gòu)為對稱型，注采周期為3 個(gè)月，基于井組儲(chǔ)層發(fā)育狀況、物性差異和采出程度不同，差異化優(yōu)化單井注采耦合注入量和注入濃度，由數(shù)值模擬結(jié)果（圖8）可以看出，聚合物驅(qū)后期油藏實(shí)施注采耦合技術(shù)后，可有效增加含水率在低點(diǎn)持續(xù)時(shí)間，延長聚合物驅(qū)見效高峰期時(shí)間。數(shù)值模擬預(yù)測實(shí)施注采耦合技術(shù)后進(jìn)一步提高采收率1.7%，相比連續(xù)注入可增加產(chǎn)油量約為1.9×104t，并降低化學(xué)劑用量10%。截至2018 年12 月，礦場已實(shí)施注采耦合技術(shù)調(diào)整兩個(gè)半周期，實(shí)施后試驗(yàn)井區(qū)含水率回返態(tài)勢得到有效控制，月節(jié)約注入干粉量為10.8 t/月，節(jié)省化學(xué)劑費(fèi)用為11.88×104元，噸聚增油值提高7.6 t/t。

圖7 孤東油田八區(qū)Ng32層連續(xù)注采與注采耦合流線對比Fig.7 Comparison between streamlines of continuous injection and injection-production coupling in reservoirs at later stage of polymer flooding

圖8 孤東油田八區(qū)Ng32層連續(xù)注采與注采耦合綜合含水率Fig.8 Composite water cuts of injection-production coupling and continuous injection for polymer flooding in Ng32 Submember of No.8 Block in Gudong Oilfield

5 結(jié)論

勝利油區(qū)聚合物驅(qū)后期油藏覆蓋地質(zhì)儲(chǔ)量規(guī)模大，目前已進(jìn)入產(chǎn)量遞減階段，進(jìn)一步提高采收率難度大。應(yīng)用多種方法開展聚合物驅(qū)后期油藏注采耦合技術(shù)提高采收率研究，室內(nèi)物理模擬和油藏?cái)?shù)值模擬均表明，實(shí)施注采耦合調(diào)整后數(shù)值模擬預(yù)測可進(jìn)一步提高該類油藏原油采收率，有效抑制井區(qū)綜合含水率上升，增加綜合含水率在低點(diǎn)的持續(xù)時(shí)間，減緩產(chǎn)量遞減率，延長聚合物驅(qū)后期項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)有效期，并可明顯降低化學(xué)劑用量；應(yīng)用油藏?cái)?shù)值模擬手段對聚合物驅(qū)后期油藏注采耦合模式進(jìn)行系統(tǒng)優(yōu)化，優(yōu)化后得到聚合物驅(qū)后期油藏注采耦合結(jié)構(gòu)為對稱型耦合結(jié)構(gòu)，即一輪次與二輪次開井時(shí)間比例為1∶1，注采耦合周期為3 個(gè)月，即每輪次開井時(shí)間均為3 個(gè)月；選取礦場聚合物驅(qū)后期油藏孤東油田八區(qū)Ng3-4 單元的Ng32層，應(yīng)用注采耦合技術(shù)后，數(shù)值模擬預(yù)測化學(xué)劑用量可降低10%，采收率提高1.7%，相比連續(xù)注采可增加產(chǎn)油量約1.9×104t。礦場實(shí)施后，試驗(yàn)井區(qū)含水率回返態(tài)勢得到有效控制，月節(jié)約注入干粉10.8 t/月，節(jié)省化學(xué)劑費(fèi)用為11.88×104元，噸聚增油值提高7.6 t/t，為聚合物驅(qū)后期油藏進(jìn)一步提高采收率提供技術(shù)支撐，對勝利油田增儲(chǔ)上產(chǎn)具有重要現(xiàn)實(shí)意義。