雙河油田Ⅳ1-3層系非均相復(fù)合驅(qū)井網(wǎng)調(diào)整研究

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(diǎn)實(shí)驗(yàn)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(xì)分層系開采、一次加密調(diào)整、二次加密調(diào)整、局部細(xì)分完善調(diào)整、聚合物驅(qū)及后續(xù)水驅(qū)7個(gè)開發(fā)階段[1-2]，目前已經(jīng)進(jìn)入特高含水期。如何進(jìn)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(qū)后油藏非均質(zhì)性進(jìn)一步增強(qiáng)，剩余油分布更加零散，多年的水驅(qū)及聚合物驅(qū)開發(fā)導(dǎo)致原井網(wǎng)主流線區(qū)域大多呈現(xiàn)強(qiáng)水淹、高含水的特點(diǎn)。對于這一類油藏的開發(fā)，除了建立波及能力更強(qiáng)、驅(qū)替效率更高的化學(xué)驅(qū)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(fù)合驅(qū)”的開發(fā)方式，開展了礦場先導(dǎo)試驗(yàn)，大幅提高了聚合物驅(qū)后油藏的采收率，并在高油價(jià)的情況下獲得了較好的經(jīng)濟(jì)效益[9-12]。然而，隨著近年來國際油價(jià)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(zhuǎn)換角度等因素對油田采收率和經(jīng)濟(jì)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(jì)、技術(shù)界限。對于聚合物驅(qū)、二元復(fù)合驅(qū)、三元復(fù)合驅(qū)等成熟的化學(xué)驅(qū)技術(shù)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(jié)論，但非均相復(fù)合驅(qū)油體系與上述化學(xué)驅(qū)驅(qū)油體系有著本質(zhì)的區(qū)別。針對非均相復(fù)合驅(qū)進(jìn)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(yùn)用中國石化自主研發(fā)的SLCHEM化學(xué)驅(qū)數(shù)值模擬軟件[16-20]，通過概念模型與實(shí)際礦場模型模擬對不同的井網(wǎng)調(diào)整模式進(jìn)行了評價(jià)。

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(gòu)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(fù)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(dá)192 m，自上而下分為3個(gè)小層，12個(gè)單層，14個(gè)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(jìn)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(xì)分層系開采、一次加密調(diào)整、二次加密調(diào)整、局部細(xì)分及完善調(diào)整、聚合物驅(qū)及后續(xù)水驅(qū)7 個(gè)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(jìn)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(yán)重，注采優(yōu)勢通道發(fā)育，竄流嚴(yán)重，開發(fā)效果變差。

2 聚合物驅(qū)后非均相復(fù)合驅(qū)井網(wǎng)及井距適應(yīng)性

2.1 井網(wǎng)形式適應(yīng)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(fù)雜因素的影響，采用概念模型對聚合物驅(qū)后非均相復(fù)合驅(qū)井網(wǎng)形式的適應(yīng)性進(jìn)行數(shù)值模擬研究，模型的油藏地質(zhì)參數(shù)采用實(shí)際油藏?cái)?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(diǎn)法面積井網(wǎng)，反七點(diǎn)法面積井網(wǎng)，反九點(diǎn)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?dāng)?shù)相同，設(shè)計(jì)五點(diǎn)法面積井網(wǎng)的注采井距為335 m；反七點(diǎn)法面積井網(wǎng)的注采井距是300～335 m；反九點(diǎn)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(qū)替方案設(shè)計(jì)為：水驅(qū)25 a后（含水率98.3%～98.5%）注入0.6PV的聚合物，后續(xù)水驅(qū)至含水率98%，再注入0.6PV的非均相復(fù)合驅(qū)體系，繼續(xù)后續(xù)水驅(qū)15 a，注采比1∶1，注入速度為0.1PV/a。模擬結(jié)果（表1）表明，五點(diǎn)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(qū)后非均相復(fù)合驅(qū)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(yīng)性

在井網(wǎng)形式適應(yīng)性研究的基礎(chǔ)上，以五點(diǎn)法井網(wǎng)為基礎(chǔ)，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(gè)（49×49×3）。針對該模型，水驅(qū)至含水98%后注入0.6PV的聚合物溶液，聚合物驅(qū)結(jié)束后，再水驅(qū)直至含水98%時(shí)結(jié)束。

在聚合物驅(qū)后剩余油分布的基礎(chǔ)上，設(shè)計(jì)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(fù)合驅(qū)開發(fā)效果影響研究。驅(qū)替方案設(shè)計(jì)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(qū)油劑），然后后續(xù)水驅(qū)直至15 a。模擬結(jié)果（圖1）表明：隨著井距不斷縮小，非均相復(fù)合驅(qū)提高采收率值呈現(xiàn)先上升后下降的趨勢，井距為150 m 時(shí)提高采收率值最高，開發(fā)效果最好；當(dāng)注采井距小于150 m 時(shí)，提高采收率值呈下降趨勢，其原因可能是井距過小，導(dǎo)致注入水或者化學(xué)驅(qū)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(fù)合驅(qū)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(shí)間也越短（圖2）。

圖2 不同井距非均相復(fù)合驅(qū)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(shí)，新井按照返層系井計(jì)算，作業(yè)費(fèi)為30萬元/井，油水井別轉(zhuǎn)換費(fèi)用為50萬元/井，將作業(yè)費(fèi)用全部轉(zhuǎn)化為聚合物用量，折算當(dāng)量噸聚增油量效果進(jìn)行對比，見圖3。

圖3 不同井距非均相復(fù)合驅(qū)當(dāng)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(dāng)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(zhuǎn)換較多，噸聚增油效果不如150 m井距。因此，在實(shí)際的井網(wǎng)調(diào)整中，應(yīng)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(yīng)性

在聚合物驅(qū)后非均相復(fù)合驅(qū)井網(wǎng)形式及井距適應(yīng)性研究的基礎(chǔ)上，開展聚合物驅(qū)后非均相復(fù)合驅(qū)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(shí)際油藏?cái)?shù)值模擬，完成水驅(qū)、聚驅(qū)、后續(xù)水驅(qū)等實(shí)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(chǔ)上，切取一個(gè)五點(diǎn)法模型，生產(chǎn)井按順時(shí)針方向分別轉(zhuǎn)變30°、45°、60°，進(jìn)行聚合物驅(qū)后非均相復(fù)合驅(qū)流線調(diào)整角度研究。

設(shè)計(jì)如下5套方案。

方案1（水驅(qū)）：繼續(xù)水驅(qū)15 a。

方案2（非均相復(fù)合驅(qū)）：非均相驅(qū)5 a 后轉(zhuǎn)為后續(xù)水驅(qū)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(qū)油劑為1 500 mg/L。

方案3：方案2 中注非均相復(fù)合驅(qū)時(shí)，井網(wǎng)按圖4b調(diào)整（旋轉(zhuǎn)30°）。

方案4：方案2 中注非均相復(fù)合驅(qū)時(shí)，井網(wǎng)按圖4c調(diào)整（旋轉(zhuǎn)45°）。

方案5：方案3 中注非均相復(fù)合驅(qū)時(shí)，井網(wǎng)按圖4d調(diào)整（旋轉(zhuǎn)60°）。

利用非均相驅(qū)數(shù)值模擬軟件SLCHEM 進(jìn)行模擬，模擬結(jié)果如表2所示。

根據(jù)表2和圖4的計(jì)算結(jié)果可知：進(jìn)行水驅(qū)或非均相驅(qū)，井網(wǎng)轉(zhuǎn)換角度為45°時(shí)，提高采收率效果最好，流線轉(zhuǎn)變后驅(qū)替方向也發(fā)生了變化，采油井旋轉(zhuǎn)45°時(shí)驅(qū)替面積最大。

除單純的轉(zhuǎn)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(xué)劑的黏度等參數(shù)進(jìn)行了敏感性分析，發(fā)現(xiàn)注采黏度比（注入化學(xué)劑的黏度與原油黏度的比值）是影響計(jì)算結(jié)果的關(guān)鍵因素。設(shè)定不同的注采黏度比、轉(zhuǎn)換角度，研究注采黏度比、轉(zhuǎn)換角度對采收率的影響，模擬結(jié)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(zhuǎn)變角度條件下水驅(qū)和非均相驅(qū)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(dāng)?shù)叵略宛ざ容^低而注入化學(xué)劑的黏度較高時(shí)，流線轉(zhuǎn)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(jìn)作用較小甚至可以忽略；當(dāng)?shù)叵略宛ざ戎饾u升高時(shí)，黏性指進(jìn)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(shí)進(jìn)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(shí)，隨著井網(wǎng)調(diào)整角度的增加，尤其當(dāng)調(diào)整角度在45°時(shí)，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(jìn)行井網(wǎng)流線調(diào)整時(shí)，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(jié)合，充分考慮不同因素對于剩余油的控制作用，對流線進(jìn)行合理調(diào)整。

圖5 注采黏度比、轉(zhuǎn)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(shí)際應(yīng)用

在雙河油田Ⅳ1-3 層系的地質(zhì)條件及實(shí)際井網(wǎng)基礎(chǔ)上，依據(jù)井網(wǎng)、井距適應(yīng)性及注采流線調(diào)整角度研究結(jié)果，優(yōu)化部署了以5點(diǎn)法面積井網(wǎng)為主的非均相復(fù)合驅(qū)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(zhuǎn)換、新井、側(cè)鉆和大幅度的轉(zhuǎn)變液流方向。調(diào)整后總井?dāng)?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(kuò)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(chǔ)。

利用數(shù)值模擬技術(shù)，分別計(jì)算了水驅(qū)和非均相復(fù)合驅(qū)15年末的采收率。非均相復(fù)合驅(qū)段塞設(shè)計(jì)為：0.1PV×（1 500 mg/L 聚合物+1 000 mg/L 黏彈性顆粒驅(qū)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(qū)油劑）+0.1PV×（1 500 mg/L聚合物+1 000 mg/L 黏彈性顆粒去油劑）。計(jì)算結(jié)果為：井網(wǎng)調(diào)整水驅(qū)提高采收率0.78%，井網(wǎng)調(diào)整+非均相驅(qū)提高采收率6.95%。

4 結(jié)論

1）雙河油田Ⅳ1-3層系地質(zhì)與油藏條件的概念模型計(jì)算結(jié)果表明：聚合物驅(qū)后非均相復(fù)合驅(qū)采取五點(diǎn)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(jì)性影響，井距應(yīng)根據(jù)可利用老井及新井的工作量情況適當(dāng)放大。

2）聚合物驅(qū)后通過井網(wǎng)對注采流線進(jìn)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(shí)，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(shí)效果更為明顯。

3）根據(jù)雙河油田IV1-3層系非均相復(fù)合驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)的地質(zhì)模型與現(xiàn)井網(wǎng)，優(yōu)化并設(shè)計(jì)了井距在150～300 m，考慮一定流線角度轉(zhuǎn)變，整體以五點(diǎn)面積法為主的井網(wǎng)調(diào)整方案，為先導(dǎo)試驗(yàn)的開發(fā)方案優(yōu)化與制定提供了理論依據(jù)與技術(shù)參考。