普通稠油油藏聚合物驅(qū)提高采收率研究與實踐
——以孤島油田B21單元為例

張 娜，元福卿，魏翠華，趙方劍，李菲菲，岳 靜，李碩軒，王 毅

（中國石化勝利油田分公司勘探開發(fā)研究院，山東東營 257015）

勝利油區(qū)稠油油藏資源豐富，隨著油田開發(fā)進入中后期，產(chǎn)油量遞減加快，常規(guī)水驅(qū)開發(fā)效果不理想、采收率較低，采用熱采方法時熱損失嚴重，成本急劇增加［1］。近年來，化學驅(qū)提高普通稠油油藏采收率技術(shù)得到廣泛關(guān)注［2-4］，但普通稠油油藏聚合物驅(qū)技術(shù)多集中于室內(nèi)體系研究，礦場開發(fā)效果的提升局限于井網(wǎng)調(diào)整和注采能力等研究，很少關(guān)注并評價其經(jīng)濟性。李宗陽分析了原油黏度對二元復(fù)合驅(qū)開發(fā)效果的影響，同時考慮提高采收率和經(jīng)濟性兩方面指標，提出了化學驅(qū)適用于地層原油黏度小于500 mPa·s的稠油油藏［5］。為此，筆者以孤島油田B21單元為目標區(qū)，從化學劑用量的角度，探索地層原油黏度大于500 mPa·s 的普通稠油油藏單一聚合物驅(qū)經(jīng)濟高效開發(fā)技術(shù)。為進一步提高聚合物利用率，優(yōu)化不同原油黏度稠油油藏驅(qū)替相與原油合理黏度比、高低濃度交替注入方式進而實現(xiàn)保證經(jīng)濟效益條件下最大程度提升開發(fā)效果，優(yōu)化了不同原油價格、不同聚合物價格下聚合物經(jīng)濟極限用量，以期為普通稠油油藏單一聚合物驅(qū)經(jīng)濟高效開發(fā)提供技術(shù)指導(dǎo)。

1 地質(zhì)與開發(fā)概況

孤島油田B21單元位于孤島披覆背斜構(gòu)造的最西端，含油面積為3.75 km2，石油地質(zhì)儲量為880×104t，縱向上發(fā)育4個含油小層，分別為33，34，35和42小層。原始油層溫度為70 ℃，地層原油黏度為687 mPa·s，孔隙度為31.7%，滲透率為1 480 mD，屬高孔、高滲透的普通稠油油藏。1975年4月投產(chǎn)，天然能量開發(fā)，1978年1月投入注水開發(fā)，實施聚合物驅(qū)前油藏綜合含水率為89.1%，采出程度僅為25.7%，采油速度為0.67%，處于高含水、低采出程度、低采油速度開發(fā)階段，有必要將水驅(qū)轉(zhuǎn)換為聚合物驅(qū)，進一步提升開發(fā)效果。

2 聚合物驅(qū)關(guān)鍵參數(shù)優(yōu)化

根據(jù)目標區(qū)實際油藏地質(zhì)特征，利用數(shù)值模擬技術(shù)，建立水驅(qū)轉(zhuǎn)聚合物驅(qū)模型。假設(shè)該模型平面均質(zhì)，縱向上設(shè)置4個等厚層，每個模擬層平均厚度為5 m，孔隙度為30%，考慮縱向非均質(zhì)性，將4個模擬層的滲透率自上而下設(shè)置為700，1 200，1 700 和2 200 mD，平均為1 450 mD。平面網(wǎng)格步長為20 m×20 m，采用五點法面積井網(wǎng)開發(fā)，共4 個注采井組。設(shè)計模型水驅(qū)開發(fā)至含水率為92%時轉(zhuǎn)聚合物驅(qū)開發(fā)，后續(xù)水驅(qū)至含水率為98%時結(jié)束模擬。

應(yīng)用Eclipse 數(shù)值模擬軟件，分別計算不同聚合物質(zhì)量濃度、不同注入方式以及不同聚合物用量對聚合物驅(qū)效果的影響，并通過對比分析模擬結(jié)果對以上參數(shù)進行優(yōu)選。采用聚合物驅(qū)提高采收率值和噸聚增油量作為參數(shù)優(yōu)選評價標準［6-7］，其中聚合物驅(qū)提高采收率值是指聚合物驅(qū)開發(fā)含水率達到98%時預(yù)測采收率與水驅(qū)開發(fā)預(yù)測采收率的差值；噸聚增油量指每注入1 t 聚合物干粉所增加的產(chǎn)油量，是一個無因次量，用以表示聚合物驅(qū)的增油能力。

2.1 聚合物注入質(zhì)量濃度優(yōu)化

2.1.1 驅(qū)替相與原油合理黏度比界限

聚合物驅(qū)主要是通過增加注入流體的黏度來降低水油流度比，從而提高波及系數(shù)［8-9］。普遍認為，驅(qū)替相黏度越高，其擴大波及體積能力越強，驅(qū)油效果越好［10］；但是較高的黏度要求聚合物注入質(zhì)量濃度增大，化學劑費用必然增加；但當驅(qū)替相黏度高到一定程度后，其經(jīng)濟性變差。因此，驅(qū)替液的黏度必然存在一個合理區(qū)間［11］，須開展優(yōu)化實驗以得到不同原油黏度對應(yīng)的驅(qū)替相與原油合理黏度比，用以指導(dǎo)不同原油黏度油藏聚合物驅(qū)經(jīng)濟開發(fā)。

根據(jù)目標區(qū)地層原油黏度，分別設(shè)計聚合物溶液黏度為30，40，50，60，70，80，100，120，140，160，180 和200 mPa·s，對比不同驅(qū)替相與原油黏度比條件下的聚合物驅(qū)提高采收率值。結(jié)果（圖1）表明，隨著驅(qū)替相與原油黏度比增大，提高采收率值增加。當驅(qū)替相與原油黏度比為0.09～0.20 時，提高采收率值升幅較大，相應(yīng)的聚合物溶液黏度為60～140 mPa·s；繼續(xù)增大驅(qū)替相與原油黏度比，提高采收率值增幅趨于平緩，聚合物利用率降低。

圖1 驅(qū)替相與原油黏度比對提高采收率值的影響Fig.1 Influence of viscosity ratios of displacing phase to crude oil on enhanced oil recovery

針對不同原油黏度油藏，采用同樣方法優(yōu)化了驅(qū)替相與原油合理黏度比，建立了不同原油黏度油藏聚合物驅(qū)的驅(qū)替相與原油合理黏度比界限圖版（圖2），用以指導(dǎo)普通稠油油藏聚合物驅(qū)注入質(zhì)量濃度優(yōu)化。

圖2 不同原油黏度下驅(qū)替相與原油合理黏度比界限圖版Fig.2 Boundary chart of viscosity ratios between displacing phase and crude oil at different crude oil viscosity

2.1.2 聚合物質(zhì)量濃度界限

在實驗溫度為70 ℃、注入水礦化度為8 893 mg/L、地層原油黏度為687 mPa·s 的條件下，優(yōu)選增黏性好的礦場在用聚合物產(chǎn)品，其質(zhì)量濃度與黏度的關(guān)系如圖3所示。由于目標區(qū)驅(qū)替相與原油合理黏度比為0.09～0.20，計算得到聚合物溶液黏度應(yīng)為61.8～137.4 mPa·s，通過圖3 確定目標區(qū)適用的聚合物質(zhì)量濃度為2 000～2 500 mg/L。

圖3 聚合物溶液黏度與質(zhì)量濃度的關(guān)系Fig.3 Viscosity of polymer solution versus mass concentration

2.1.3 聚合物最佳注入質(zhì)量濃度

根據(jù)目標區(qū)聚合物注入質(zhì)量濃度適用范圍，通過數(shù)值模擬優(yōu)化最佳注入質(zhì)量濃度。在保持聚合物驅(qū)主段塞尺寸為0.4 PV、注入速度為0.08 PV/a 不變的條件下，對比不同聚合物質(zhì)量濃度下的提高采收率值，并在原油不含稅價格為60美元/bbl、聚合物價格為1.5×104元/t 的條件下開展經(jīng)濟評價，對比財務(wù)凈現(xiàn)值。結(jié)果（圖4）顯示，隨著聚合物注入質(zhì)量濃度的增加，聚合物驅(qū)提高采收率值增大，其中質(zhì)量濃度為2 200 mg/L 時的財務(wù)凈現(xiàn)值最高。說明聚合物注入質(zhì)量濃度為2 200 mg/L 時，目標區(qū)開展聚合物驅(qū)開發(fā)的經(jīng)濟性更優(yōu)。

圖4 不同聚合物注入質(zhì)量濃度聚合物驅(qū)預(yù)測指標對比Fig.4 Comparison of prediction indexes at different mass concentrations

2.2 聚合物注入方式優(yōu)化

黃斌等通過室內(nèi)物理模擬實驗發(fā)現(xiàn)，在聚合物用量相同的條件下，變黏度聚合物驅(qū)提高采收率效果好于恒定黏度聚合物驅(qū)［12］。李丹于2018 年開展實驗，認為前置高質(zhì)量濃度調(diào)堵段塞+后續(xù)低質(zhì)量濃度段塞組合式聚合物驅(qū)效果好于低質(zhì)量濃度單段塞聚合物驅(qū)，且聚合物用量較少［13］。大慶油區(qū)開展的礦場試驗結(jié)果證實，合理的多段塞交替注入方式較單一段塞注入產(chǎn)油量增加、聚合物用量降低。王珊珊等針對聚合物驅(qū)過程中出現(xiàn)的剖面反轉(zhuǎn)現(xiàn)象開展實驗，對比結(jié)果表明：滲透率級差為3.0 時，質(zhì)量濃度為1 400 和800 mg/L 的聚合物交替注入方式較質(zhì)量濃度為1 000 mg/L 的聚合物單一濃度連續(xù)注入方式可提高采收率3.5%［14］。結(jié)合目標區(qū)實際油藏條件，開展室內(nèi)物理模擬實驗和數(shù)值模擬，在聚合物用量相同的條件下，優(yōu)化聚合物驅(qū)主段塞的注入方式，包括統(tǒng)一濃度注入和高低濃度交替注入，進一步實現(xiàn)提質(zhì)增效。

2.2.1 室內(nèi)物理模擬實驗

物理模擬實驗溫度為70 ℃，所用模型為石英砂充填模型，長度為30 cm，直徑為2.5 cm，滲透率級差為3.0（1 000/3 000 mD），水驅(qū)至含水率為92%時轉(zhuǎn)聚合物驅(qū)，在聚合物用量相同的條件下，共設(shè)計3套實驗方案：①方案1 為一級段塞注入方式。聚合物驅(qū)注入量為0.5 PV，注入質(zhì)量濃度為3 000 mg/L。②方案2為三級段塞注入方式。設(shè)計前置調(diào)剖段塞尺寸為0.1 PV，聚合物注入質(zhì)量濃度為4 000 mg/L；主段塞尺寸為0.3 PV，聚合物注入質(zhì)量濃度為3 000 mg/L；后置保護段塞尺寸為0.1 PV，聚合物注入質(zhì)量濃度為2 000 mg/L。③方案3 為高低濃度交替注入方式。設(shè)計2個交替周期，每個周期內(nèi)高、低質(zhì)量濃度聚合物均分別注入0.125 PV，其中高、低質(zhì)量濃度分別為4 000和2 000 mg/L。

模擬結(jié)果表明：方案3 即高低濃度交替注入方式提高采收率值最大，為23.9%；方案2 次之，為21.0%，方案1明顯低于其他2套方案，為13.8%。

由3 套實驗方案的分流率變化曲線（圖5）可以看出：方案3即高低濃度交替注入方式，低滲透層與高滲透層的分流率最為接近，而其他2個方案的高、低滲透層分流率差別較大；同時方案3 的低滲透層分流率在達到高點后平穩(wěn)時間相對較長，即低滲透層受效時間大于方案1和方案2。結(jié)果說明：在聚合物用量相同的條件下，相比統(tǒng)一濃度注入，高低濃度交替注入方式能夠有效改善非均質(zhì)油層的吸液剖面，從而延長聚合物驅(qū)有效期，提高開發(fā)效果。

圖5 不同注入方式下分流率隨注入量變化對比Fig.5 Fractional flow rate versus injection volume under different injection schemes

2.2.2 數(shù)值模擬

考慮到目標區(qū)原油黏度高、水驅(qū)開發(fā)存在竄流指進，設(shè)計較高濃度前置調(diào)剖段塞以起到抑制指進的作用［15-16］，共設(shè)計5 套不同注入方式聚合物驅(qū)方案進行對比，包括1 個一級段塞注入方案、2 個二級段塞注入方案、1個三級段塞注入方案以及1個主段塞高低濃度交替注入的二級段塞注入方案，注入速度均為0.08 PV/a。

方案1 為一級段塞注入方案，段塞尺寸為0.4 PV，聚合物注入質(zhì)量濃度為2 200 mg/L。方案2 為二級段塞注入方案，設(shè)計前置調(diào)剖段塞尺寸為0.05 PV，聚合物注入質(zhì)量濃度為2 500 mg/L；主段塞尺寸為0.40 PV，聚合物注入質(zhì)量濃度為2 200 mg/L。方案3 為二級段塞注入方案，其前置調(diào)剖段塞聚合物注入質(zhì)量濃度、主段塞尺寸和聚合物注入質(zhì)量濃度均與方案2 相同，僅前置調(diào)剖段塞尺寸增至0.10 PV。方案4 為三級段塞注入方案，是在方案3 的基礎(chǔ)上增加了后置保護段塞，設(shè)計后置保護段塞尺寸為0.05 PV，聚合物注入質(zhì)量濃度為2 000 mg/L。方案5 為二級段塞注入方案，其前置調(diào)剖段塞尺寸和聚合物注入質(zhì)量濃度及主段塞尺寸均與方案3 相同，僅將主段塞的統(tǒng)一濃度注入方式改為高低濃度交替注入方式：主段塞設(shè)計4個交替周期，每個周期先注入0.05 PV 的質(zhì)量濃度為2 600 mg/L 的聚合物，后注入0.05 PV 的質(zhì)量濃度為1 800 mg/L 的聚合物。5個方案的數(shù)值模擬預(yù)測結(jié)果（圖6）表明，方案1—4的主段塞均采用統(tǒng)一濃度注入方式，方案4 的提高采收率值最高，為8.7%，說明后置保護段塞的設(shè)計在一定程度上延長了聚合物驅(qū)的有效期，但是由于聚合物用量的增加，其噸聚增油量低于方案2 和方案3，經(jīng)濟性變差；而方案3 的提高采收率值（8.3%）僅次于方案4，同時由于二級段塞聚合物用量較低，因此，其噸聚增油量較高，為37.7 t/t。在方案1—4統(tǒng)一濃度注入方式中，方案3 的提高采收率值相對較高，且噸聚增油量最高；相比方案3，方案5是在相同聚合物用量條件下，對主段塞設(shè)計了高低濃度交替注入方式，其預(yù)計累積增油量比方案3 增加了2.6×104t，噸聚增油量提高了1.2 t/t。

圖6 不同注入方式下聚合物驅(qū)預(yù)測指標對比Fig.6 Comparison of prediction indexes of polymer flooding under different injection schemes

綜合室內(nèi)物理模擬實驗和數(shù)值模擬預(yù)測結(jié)果發(fā)現(xiàn)，高低濃度交替注入方式通過改善高低滲透層吸聚差異，促進層間均衡動用，能夠在聚合物用量相同的條件下實現(xiàn)開發(fā)效果和經(jīng)濟效益的有效提升。

2.3 聚合物經(jīng)濟極限用量圖版制定

根據(jù)資源利用最大化原則，為進一步提升目標區(qū)聚合物驅(qū)開發(fā)效果，開展數(shù)值模擬研究不同聚合物用量的開發(fā)指標預(yù)測，以噸聚增油量為指標考察其經(jīng)濟性［17-18］，優(yōu)化得到不同原油價格和不同聚合物價格下的聚合物經(jīng)濟極限用量［19］。數(shù)值模擬結(jié)果表明：①以聚合物價格為1.2×104元/t為例，當原油價格分別為40，50，60，70 和80 美元/bbl 時，對應(yīng)的聚合物經(jīng)濟極限用量分別為0.70，0.80，0.85，0.90 和0.90 PV，說明在聚合物價格穩(wěn)定的條件下，隨著原油價格的上升，聚合物經(jīng)濟極限用量呈現(xiàn)先增加后趨于穩(wěn)定的趨勢。②以原油價格為40 美元/bbl 為例，當聚合物價格分別為0.9×104，1.0×104，1.1×104，1.2×104和1.5×104元/t 時，對應(yīng)的聚合物經(jīng)濟極限用量分別為0.80，0.75，0.75，0.70 和0.65 PV，說明在原油價格穩(wěn)定的條件下，隨著聚合物價格的升高，經(jīng)濟極限用量總體呈現(xiàn)下降趨勢。

根據(jù)不同原油價格、不同聚合物價格下聚合物經(jīng)濟極限用量統(tǒng)計結(jié)果，制定了不同原油價格、不同聚合物價格下聚合物經(jīng)濟極限用量圖版（圖7）。以經(jīng)濟效益為導(dǎo)向，依據(jù)該圖版，目標區(qū)聚合物驅(qū)項目可根據(jù)原油價格和聚合物價格優(yōu)化聚合物經(jīng)濟極限用量，指導(dǎo)聚合物驅(qū)實現(xiàn)經(jīng)濟效益下更高效開發(fā)。

圖7 不同原油價格不同聚合物價格下聚合物經(jīng)濟極限用量圖版Fig.7 Economic limit usage of polymer under different crude oil and polymer prices

3 礦場應(yīng)用效果

孤島油田B21單元于2012年9月礦場實施聚合物驅(qū)，采用主段塞高低濃度交替注入二級段塞注入方式，其中主段塞聚合物質(zhì)量濃度分別為2 500 和2 000 mg/L。截至2021 年7 月，累積注入聚合物溶液0.512 PV，跟蹤分析礦場動態(tài)，注入壓力穩(wěn)定上升，滲流阻力明顯增加，層間矛盾有所改善，實施聚合物驅(qū)后降水增油效果顯著。

注入壓力穩(wěn)定上升 目標區(qū)注入聚合物后，注入壓力由注入聚合物前的9.6 MPa 穩(wěn)定上升至11.6 MPa，說明注入的聚合物能夠有效增加驅(qū)替相的黏度，改善水油流度比。

滲流阻力明顯增加 阻力系數(shù)反映聚合物降低水油流度比的能力，是評價聚合物驅(qū)效果的重要參數(shù)之一。第1 段塞阻力系數(shù)由注入聚合物前的0.98 上升至1.37，到第2 段塞阻力系數(shù)上升至1.69，反映了試驗區(qū)的滲流阻力明顯增加。

層間矛盾有所改善 聚合物驅(qū)初期，聚合物溶液主要進入滲流阻力較低的高滲透層；隨著較高黏度聚合物溶液的注入，增加了高滲透層的滲流阻力，當高滲透層滲流阻力高于中、低滲透層時，聚合物溶液開始進入中、低滲透層，從而實現(xiàn)縱向均衡驅(qū)替。對比B21-1-14 注入井不同時期的兩小層相對吸水量發(fā)現(xiàn)，33和42小層的層間吸聚差異有所改善，隨著聚合物注入時間的增加，兩小層的吸聚差異減小（圖8），并逐漸趨于均衡。

圖8 B21-1-14井不同時期相對吸水量Fig.8 Relative injectivity of Well B21-1-14 in different periods

降水增油效果顯著 目標區(qū)實施聚合物驅(qū)后，日產(chǎn)油量由285 t/d最高上升至441 t/d，上升了156 t/d，綜合含水率由89.1%最低降至76.2%，下降了12.9%，截至2021 年7 月，已累積增油量為61.4×104t，提高采收率值達7.0%，降水增油效果顯著。

4 結(jié)論

研究制定的不同原油黏度對應(yīng)的驅(qū)替相與原油合理黏度比界限圖版，對于指導(dǎo)不同原油黏度普通稠油油藏聚合物驅(qū)注入濃度優(yōu)化具有重要意義。

在聚合物用量相同的條件下，高低濃度交替注入方式可改善非均質(zhì)儲層的吸液剖面，聚合物驅(qū)開發(fā)效果和經(jīng)濟性得到有效提升。

制定目標區(qū)不同原油價格、不同聚合物價格下聚合物經(jīng)濟極限用量圖版，根據(jù)此界限，聚合物驅(qū)項目可同時結(jié)合原油價格與聚合物價格優(yōu)化聚合物經(jīng)濟極限用量。

在普通稠油油藏聚合物驅(qū)經(jīng)濟高效開發(fā)技術(shù)的指導(dǎo)下，B21 單元聚合物驅(qū)礦場降水增油效果顯著，綜合含水率最大降幅為12.9%，日產(chǎn)油量最高上升了156 t/d。截至2021 年7 月，礦場累積增油量為61.4×104t，已提高采收率7.0%。