礫巖油藏聚合物驅注采耦合調控方法及參數優(yōu)化

劉文濤 陳旭 孫致學 汪良毅 李宗陽 王業(yè)飛

1.中國石油新疆油田分公司勘探開發(fā)研究院；2.中海石油（中國）有限公司天津分公司渤海石油研究院；

3.中國石油大學（華東）石油工程學院；4.中國石化勝利油田分公司勘探開發(fā)研究院

雖然國內外學者對聚合物驅已經進行了詳盡的研究，并且在大慶油田取得了顯著效果，但其主要應用于砂巖油藏［1-4］，針對礫巖油藏的應用和研究較少，砂巖油藏研究得出的規(guī)律不能直接應用于礫巖油藏。礫巖油藏和砂巖油藏的主要區(qū)別于在于孔隙結構復雜，具有較強的非均質性，導致其聚合物驅開發(fā)效果較差。在小井距條件下，聚合物沿優(yōu)勢通道竄流，產聚質量濃度上升快，聚竄現象嚴重，導致礫巖油藏聚合物驅出現見效較快、有效期短、含水下降幅度小且上升快、采收率低、提前發(fā)生聚竄等問題。因此，針對礫巖油藏問題提出的聚合物驅調控方法具有重要意義。

針對礫巖油藏特點，提出了利用注采耦合調控方法改善聚合物驅效果的研究思路［5］。注采耦合是1種油水井交替注采模式，是周期注水方式的延伸［6］，采用平面異步注采模式，將各注水井排分成2組，分組交替進行注聚與停注，從而達到拉大井距，變化流線的效果［7-8］。雖然諸多學者已經針對周期注水進行了詳盡研究，對注水機理有了比較明確的認知［9-10］。周期注水主要應用于水驅中后期來改善開發(fā)效果，其優(yōu)點是可以依靠當前注采井網進行實施，適用性較強，但是針對聚合物驅進行的研究較少。

筆者基于克拉瑪依油田七東1區(qū)礫巖油藏實際條件，建立油藏實際地質模型，研究進入聚合物驅中后期礫巖油藏實施注采耦合的流線變化、油水變化以及提高采收率特征，分析注采耦合改善礫巖油藏聚合物效果，明確礫巖油藏聚合物驅中后期注采耦合增效作用機理；同時進行了聚合物注采耦合參數優(yōu)化研究，對聚合物驅中后期實施注采耦合時機以及周期等參數進行優(yōu)化，建立適應礫巖油藏的注采耦合開發(fā)模式，指導現場實際開發(fā)應用，從而達到改善礫巖油藏聚合物驅中后期開發(fā)效果作用。

1 礫巖油藏聚合物驅存在問題及解決方案

克拉瑪依油田七東1區(qū)礫巖油藏巖性以含礫粗砂巖、砂礫巖、小礫巖為主［11］。油藏平均孔隙度為17.4%，平均有效滲透率為395.1×10?3μm2，屬于中孔、中滲儲層。該礫巖油藏于1958年開始進行開發(fā)，經歷產能建設、擴邊調整、綜合治理、二次開發(fā)4個階段后從2014年進行大規(guī)模聚合物驅工業(yè)應用，目前已進入中后期含水回返階段［12］。由于該礫巖油藏屬于近物源儲集層，具有相變快、巖性變化快、孔隙結構復雜、非均質性強等特點，經過多年注水開發(fā)導致優(yōu)勢通道發(fā)育［13-14］。因此聚合物驅開發(fā)效果變差，過早進入含水回返期，提高采收率降低，聚竄現象嚴重，大量聚合物無效循環(huán)，低滲區(qū)剩余油無法被正常采出，經濟效益變差。

針對目前礫巖油藏聚合物驅存在問題，提出注采耦合調控方法。注采耦合采用平面異步注采模式，將注水井排分成2組，分組交替注聚和停注，即輪流進行輪次1與輪次2(圖1)。為保證同一周期內2種注聚方式注聚量一致，注采耦合半周期內單井注入速度設計為連續(xù)注采時的2倍，根據此進行配產配注設計(表1、表2)。注采耦合可以在保證注采井網不變的情況下實現拉大井距、同時使流線產生周期性變化，從而提高聚合物驅中后期采收率。

2 礫巖油藏聚合物驅數值模擬

2.1 數值模型的建立

圖1注采耦合方案部署Fig.1 Deployment scheme of injection-production coupling

表 1注采耦合方案配注設計表Table 1 Injection allocation design of injectionproduction coupling scheme

表 2注采耦合方案配產設計表Table 2 Production allocation design of injectionproduction coupling scheme

選取七東1區(qū)礫巖油藏4個井組作為研究試驗區(qū)。根據目標油藏實際地質情況，建立2個砂層組，共12個小層單元的地質模型。利用得出的地質模型建立七東1區(qū)礫巖油藏數值模型，并根據目標油藏實際開發(fā)動態(tài)數據進行歷史擬合。擬合結果如圖2所示，數值模擬與實際綜合含水率擬合度達到90%以上，說明該數值模型能有效保證模擬結果的可靠性，可以利用該模型進行礫巖油藏聚合物驅研究。

圖2試驗區(qū)全區(qū)含水率擬合Fig.2 Water cut fitting of the whole test area

目標試驗區(qū)采用反五點法井網，共4個井組，注采井距125～142 m，油藏原始地層壓力為16.8 MPa，原油黏度為5.8 mPa · s。聚合物驅設計注入段塞大小為0.7 PV，聚合物注入速度為0.1 PV/a，聚合物質量濃度為1 500 mg/L，聚合物分子量為1 000萬，目前已經注入段塞大小為0.3 PV，已經進入聚合物驅中后期，針對已經出現問題的進行注采耦合開發(fā)優(yōu)化研究。

2.2 礫巖油藏聚合物驅數值模擬方案

利用建立礫巖油藏數值模型進行連續(xù)注采和注采耦合2種注聚方式開發(fā)效果分析。具體開發(fā)方案：注水至含水率為93%時開始進行聚合物驅，采用連續(xù)注采方式，聚合物注入速度為0.1 PV/a，段塞大小為0.7 PV，聚合物注入質量濃度為1 500 mg/L。在注入0.3 PV聚合物時，分別進行連續(xù)注采與注采耦合。連續(xù)注采保持注采參數不變。注采耦合進行以180 d為半周期的1號與2號輪次進行輪流注入，注采耦合半周期內單井注入速度設計為連續(xù)注采時的2倍，從而進行連續(xù)注采和注采耦合2種方式下的流線變化、油水變化、提高采出程度以及油井產聚質量濃度的對比，并對其提高聚合物驅開發(fā)效果進行評價以及提高采收率機理進行分析。

在礫巖油藏實施注采耦合效果分析的基礎上，應用數值模擬手段對七東1區(qū)礫巖油藏進行注采耦合時機、時間比、半周期等參數優(yōu)化研究［15-18］，從而建立適合七東1區(qū)礫巖油藏注采耦合開發(fā)模式，指導現場實際開發(fā)應用。

3 礫巖油藏聚合物驅數值模擬結果分析

3.1 改善礫巖油藏聚合物驅開發(fā)效果分析

為評價注采耦合調控方法改善礫巖油藏聚合物驅效果，進行連續(xù)注采和注采耦合2種方式下的開發(fā)效果對比。具體開發(fā)方案：注水至含水率為93%時開始進行聚合物驅，采用連續(xù)注采方式。在注入0.3 PV聚合物時，分別進行連續(xù)注采與注采耦合。連續(xù)注采保持注采參數不變，注采耦合進行以180 d為半周期的1號與2號輪次進行輪流注入。模擬結果表明，在進行連續(xù)注采時聚合物驅采收率為46.53%，而進行注采耦合時聚合物驅采收率提高到47.99%，注采耦合提高聚合物驅采收率1.46%，有效改善礫巖油藏聚合物驅效果。如圖3所示，根據不同注聚方式下的含水率對比可以看出，實施注采耦合可以有效控制含水回返趨勢，含水率趨于穩(wěn)定。相對于連續(xù)注采，注聚末期含水率降低6.02%；根據不同注聚方式下的產聚質量濃度對比可以看出，注采耦合通過拉大井距，變化流線從而抑制聚竄。相對于連續(xù)注采，注采耦合注聚末期產聚質量濃度降低283.73 mg/L，減少聚合物無效循環(huán)，從而提高聚合物驅中后期效果。說明注采耦合能有效解決礫巖油藏聚合物驅有效期短、含水上升快、采收率低等問題。

圖3不同注聚方式下含水率與產聚質量濃度曲線對比Fig.3 Comparison of water cut and produced polymer mass concentration curves in different polymer modes

3.2 改善礫巖油藏聚合物驅效果機理分析

3.2.1 拉大井距改善聚合物驅效果機理分析

基于七東1區(qū)礫巖油藏建立的聚合物驅數值模型，進行目標油藏井距適應性研究，進行水驅時將井距設置為125 m，注水至含水率為93%時開始連續(xù)注聚，注聚時將井距分別設置為125 m、150 m、175 m，分析不同井距時連續(xù)注采提高采收率效果。同時通過文獻調研與參考，以杏76區(qū)葡Ⅰ2-3砂巖油藏不同井距時聚合物驅效果為例［19］，將杏76區(qū)砂巖油藏與七東1區(qū)礫巖油藏進行對比分析。如圖4(a)所示，砂巖油藏注采井距越小，井網控制程度越高，聚合物驅效果越好，提高采收率效果敏感程度較高。如圖4(b)所示，礫巖油藏注采井距越小，聚合物驅提高采收率反而降低，提高采收率效果對注采井距敏感程度較低。說明在小井距條件下，聚合物沿優(yōu)勢通道竄流，產聚質量濃度上升快，聚竄現象嚴重，反而導致聚合物驅效果變差。目前克拉瑪依油田七東1區(qū)油藏注采井距125～142 m，井距過小導致影響聚合物驅開發(fā)效果變差。

圖4不同井距與聚合物驅提高采收率關系Fig.4 Relationship between well spacing and polymer flooding recovery

根據井距適應性分析可知，礫巖油藏非均質性較強，優(yōu)勢通道發(fā)育。導致相對于砂巖油藏，井距對礫巖油藏提高采收率影響呈現了相反的趨勢?？死斠烙吞锲邧|1區(qū)油藏目前注采井距125～142 m，注采井距小是聚竄現象嚴重的主要原因。實施注采耦合，可以在保證注采井網不變的情況下，將井距從125 m拉大到275 m，從而改善礫巖油藏開發(fā)效果。

3.2.2 變化流線改善聚合物驅效果機理分析

根據模擬方案設計，進行連續(xù)注采與注采耦合數值模擬研究。根據連續(xù)注采結束時和注采耦合2個輪次結束時的油水分布以及流線分布情況，進行流線變化效果改善聚合物驅效果機理分析。如圖5所示，對不同注聚方式下流線變化進行分析，注采耦合可以使流線進行周期性變化，注入聚合物不再按沿原流線推進，轉變原始流線方向從而產生多條新流線，因此可以增大聚合物驅控制面積，有效啟動優(yōu)勢通道屏蔽型剩余油，實現礫巖油藏聚合物驅精準調控。

圖5不同注聚方式下流線變化分析Fig.5 Flowline change analysis in different polymer injection modes

3.3 注采耦合參數優(yōu)化研究

3.3.1 注采耦合時機

確定注采耦合時機需要綜合考慮目標油藏實際情況，目標油藏聚合物驅目前已經注入0.3 PV聚合物，已經進入含水回返期，因此在保證聚合物總注入量0.7 PV不變的情況下，分別注聚至注入量為0.3 PV、0.4 PV、0.5 PV、0.6 PV時，從而研究注采耦合時機對改善聚合物驅效果影響。如圖6所示，注采耦合時機越靠前，注采耦合效果越好，當注采耦合時機為0.3 PV時，可以提高聚合物驅采收率1.46%，因此建議目標油藏盡早開始注采耦合。

圖6不同注采耦合時機聚合物驅采收率增幅對比Fig.6 Increase amplitude of polymer flooding recovery at different moments of injection-production coupling

3.3.2 注采耦合輪次時間比

利用數值模擬技術，研究注采耦合輪次1與輪次2之間的時間比對提高聚合物驅中后期采收率的影響研究，分為對稱型與非對稱型2種。其中對稱型不同輪次進行時間相同，非對稱型注采耦合輪次1與輪次2之間的時間比例為1∶3、1∶2、2∶1、3∶1。如圖7所示，注采耦合時間比例為1∶1時的效果最好，注采耦合輪次1與輪次2之間的時間差越大，注采耦合效果越差。因此建議目標油藏采用不同注采耦合輪次時間比例為1∶1的對稱型結構。

圖7不同注采耦合輪次時間比聚合物驅采收率增幅對比Fig.7 Increase amplitude of polymer flooding recovery at different round/time ratios of injection-production coupling

3.3.3 注采耦合半周期

在注采耦合時機為0.3 PV，不同注采耦合輪次時間比例為1∶1的對稱型結構的基礎上，將注采耦合半周期設為15 d、30 d、60 d、90 d、180 d進行研究。如圖8所示，合適的注采耦合半周期對提高聚合物驅中后期效果十分重要。注采耦合半周期與聚合物驅采收率增幅呈近似正態(tài)分布，當注采耦合半周期為60 d時效果最好，可以提高聚合物驅采收率1.89%。

圖8不同注采耦合半周期聚合物驅采收率增幅對比Fig.8 Increase amplitude of polymer flooding recovery at different half periods of injection-production coupling

4 結論

(1)針對礫巖油藏聚合物驅存在的問題與矛盾，提出了注采耦合調控方法。采用平面異步注采模式，將注水井分成2組，分組交替進行注聚與停注。注采耦合能夠有效解決礫巖油藏聚合物驅有效期短、含水上升快、采收率低等問題。

(2)對注采耦合改善聚合物驅效果機理進行分析，注采耦合可以在保證注采井網不變的情況下實現拉大井距，控制聚合物竄流。同時注采耦合可以使流線進行周期性變化，轉變原始流線方向從而產生多條新流線。因此可以增大聚合物驅控制面積，有效啟動優(yōu)勢通道屏蔽型剩余油，實現礫巖油藏聚合物驅精準調控。

(3)針對克拉瑪依七東1區(qū)礫巖油藏進行了注采耦合參數優(yōu)化。對于進入注聚含水回返期的礫巖油藏應盡早開展注采耦合，采用時間比例為1∶1對稱型結構，注采耦合半周期為60 d，可以在注聚量保持不變的情況下，再提高聚合物驅采收率1.89%，說明注采耦合能有效解決礫巖油藏聚合物驅有效期短、含水上升快、采收率低等問題。