海上S油田聚合物驅注采井網(wǎng)優(yōu)化

屈亞光，阮 迪，未志杰，康曉東，嚴 巡

（1.長江大學石油工程學院，湖北武漢 430100；2.中海油研究總院有限責任公司海洋石油高效開發(fā)國家重點實驗室，北京 100028）

目前，中國海上油田經(jīng)過多年的開發(fā)大多已進入中高含水期，為了提高油田水驅開發(fā)效果，部分油田開展了聚合物驅礦場試驗和實際開發(fā)部署，并取得了較好的增產(chǎn)效果［1-4］。隨著聚合物驅開發(fā)的深入，特別是當油藏平面非均質性較強時，動用程度差異大，控水增油效果減弱，聚合物驅后剩余油分布復雜［5-10］。為后期調整階段進一步改善聚合物驅開發(fā)效果，需不斷調整井網(wǎng)，通過優(yōu)化井距和井型，擴大波及效率［11-15］。為此，筆者基于海上S 油田的沉積相分布特征與井網(wǎng)部署的關系，建立合理的平面非均質物理模型，并且平板內置微電極用以監(jiān)測含油飽和度分布，開展排狀井網(wǎng)合理排距和不同注采井網(wǎng)形式的物理模擬實驗研究，同時結合油藏數(shù)值模擬方法進一步研究不同平面滲透率級差與最優(yōu)井排距之間的關系；并在充分認識合理井排距的基礎上，采用物理模擬與油藏數(shù)值模擬相結合的方法，研究不同注采井網(wǎng)形式對聚合物驅開發(fā)效果的影響。

1 物理模擬實驗

1.1 實驗器材與方法

實驗儀器 實驗儀器主要包括：恒流泵、恒溫箱、壓力傳感器、飽和度測試微電極、六通閥、手搖泵等。

實驗流體 實驗流體主要包括：①利用地層原油和標準0#柴油（密度為850 kg/m3，黏度為3.66 mPa·s）按一定比例配成模擬用油，65 ℃條件下原油黏度為60 mPa·s。②水驅和飽和模型用水均使用根據(jù)渤海油田注入水離子組成配制的復配水，礦化度為8 200 mg/L。③聚合物為渤海油田使用的聚合物，聚合物溶液質量濃度為1 350 mg/L。

實驗條件 注入井采用恒流泵以恒定流量注入，采出井保持大氣壓定壓生產(chǎn)；選取65 ℃作為實驗溫度。

方案設計 首先依據(jù)海上S 油田（渤海油田典型油藏）儲層的沉積相分布特征，建立了包括高、中、低滲透3個區(qū)域的平面非均質物理模型，滲透率分別為1 500，1 000 和500 mD。滲透率條帶與模型單元上、下邊長的夾角均約呈22.5°，模型單元尺寸為40 cm×40 cm×5 cm，并在物理模型內部均勻布置了若干個飽和度測試微電極。由于海上S油田井網(wǎng)部署主要以正對排狀注采井網(wǎng)為主，因此物理模型中設置的注采井網(wǎng)形式與海上S 油田保持一致，即采用排狀注采井網(wǎng)。模型中共設置9口井（3口注入井，6 口生產(chǎn)井）。注入井井排與高滲透區(qū)域生產(chǎn)井井排距離為L1，注入井井排與低滲透區(qū)域生產(chǎn)井井排的距離為L2（圖1），分別以L1與L2的比值為1.3，1.5，1.8，2.1和2.4，開展5組物理模擬實驗。

圖1 平面非均質物理模型示意Fig.1 Schematic diagram of plane heterogeneous physical model

實驗步驟 實驗步驟主要包括：①準備符合要求的平面非均質物理模型。②對模型抽真空飽和水，當模型完全飽和水后，記錄累積吸水量。③啟動恒流泵向模型注入油，直至飽和結束，記錄累積排出水量，計算束縛水飽和度，然后老化48 h。④中間3 口注入井以恒定流量進行水驅，其中2 口邊井注入速度為150 mL/h，中間1 口注入井的注入速度為300 mL/h，當模擬單元水驅含水率至80%時轉聚合物驅，聚合物溶液總注入量為0.6 PV，直至后續(xù)水驅至含水率達到98%。⑤分別計量實驗過程中的產(chǎn)液量、產(chǎn)油量、含水率、模擬時間和微電極飽和度等數(shù)據(jù)。⑥重復以上步驟，分別完成5 組物理模擬實驗。

1.2 實驗結果與分析

5 組物理模擬實驗完成后可得到不同井排距比條件下典型油藏的累積產(chǎn)油量、累積注入量及模擬時間（表1）。統(tǒng)計不同井排距比的實驗可知，當L1與L2之比不同時，實驗結果（表1）差異較大。

表1 典型油藏平面非均質物理模型不同井排距比實驗結果Table1 Experimental results of different well spacing ratio of plane heterogeneous physical model in the typical oil reservoirs

當井排距比為1.3 時，累積產(chǎn)油量為1 015.85 mL。在聚合物溶液總注入量相同的條件下，隨著井排距比的增大，累積產(chǎn)油量起初也隨之增加，其原因為低滲透區(qū)域儲層的滲透率相對較低，聚合物驅替時相比高滲透區(qū)域儲層受到的滲流阻力更大，生產(chǎn)井在同樣的井底流壓時，更易于向高滲透區(qū)域儲層方向流動。隨著井排距比的增大，注入井井排與低滲透區(qū)域生產(chǎn)井井排間的井排距減小，因此，低滲透區(qū)域儲層動用程度增大。當井排距比增大到1.8 時，累積產(chǎn)油量為1 139.94 mL。隨著井排距比的不斷增大，累積產(chǎn)油量不增加反而降低，井排距比增大至2.1，累積產(chǎn)油量為1 079.15 mL。分析其原因為，當井排距比增大后，注入井井排與高滲透區(qū)域生產(chǎn)井井排的距離越來越大，兩者之間的壓力梯度隨之減?。欢⑷刖排c低滲透區(qū)域生產(chǎn)井井排的距離減小后，兩者之間的壓力梯度變大，從而使得聚合物溶液在驅替過程中更易向低滲透區(qū)域方向流動，導致聚合物溶液注入后主要波及的是低滲透區(qū)域儲層，使得高滲透區(qū)域儲層動用程度變差。根據(jù)不同井排距采出程度與含水率變化關系，得出在不同井排距條件下，聚合物驅后注采單元的含水率下降幅度和含水率上升速度不同，如當井排距比為1.3 和2.4 時，聚合物驅后油藏模型整體的綜合含水率降低幅度較小，主要是物理模型中受聚合物驅波及的范圍較小，模型的綜合含水率上升速度快，最終導致模型的采出程度低，聚合物驅開發(fā)效果差。在井排距比為1.8 時，物理模型的采出程度最高（表1）。

當物理模擬單元綜合含水率達到98%時，根據(jù)部署在模型中32個含油飽和度微電極測試結果，分析物理模型中的含油飽和度分布狀況，從而研究不同井排距比下的各類儲層中的動用程度和波及效率。通過分析得出，當井排距比為1.3 和1.8 時的所有電極平均含油飽和度分別為29.27%和27.15%，對應的含水飽和度分別為70.73%和72.85%，井排距比為1.3 時的剩余油飽和度相對較高。由此表明，井排距比為1.8 時物理模型中各類儲層的整體動用程度要高于井排距比為1.3。

為進一步分析模型中不同位置的含油飽和度分布狀況，需對所有飽和度測試微電極的結果進行分析。通過統(tǒng)計分析可知，在不同的井排距比物理模擬方案中，平面非均質物理模型中部位置所布置微電極含油飽和度測試結果差別較小，靠近邊部生產(chǎn)井的16 個微電極含油飽和度測試結果差異較明顯，以模擬方案中井排距比為1.3 和1.8 為例進行詳細的闡述（圖2）。當井排距比從1.3 增加到1.8 后，對比不同滲透率儲層內的含油飽和度可以看出，低滲透區(qū)域儲層中8 個電極的平均含油飽和度從33.83%降低到29.27%，表明當注入井井排與低滲透區(qū)域儲層生產(chǎn)井井排距離減小后，壓力梯度增加，驅替動力增大，聚合物溶液平面上向低滲透區(qū)域儲層流動的方向性提高，低滲透區(qū)域儲層的動用程度大幅提高，驅油效率增加。而對于高滲透區(qū)域儲層來說，由于注入井井排與生產(chǎn)井井排距離增加后，壓力梯度減小，高滲透區(qū)域儲層的8 個電極的平均含油飽和度從29.71%增加到31.11%，表明高滲透區(qū)域儲層的波及效率略有降低。但從模型整體的動用程度來看，由于高滲透區(qū)域儲層降低的幅度要小于低滲透區(qū)域增加的，因此，井排距調整后模型整體動用程度增加，2 個儲層均得到有效動用，達到最佳均衡驅替狀態(tài)。

圖2 不同井排距比下各電極的含油飽和度Fig.2 Oil saturation of each electrode with different well spacing ratio

2 油藏數(shù)值模擬

通過以上不同井排距比下物理模擬實驗可以看出，對于平面非均質性較強，在井排與滲透率條帶呈一定角度的儲層，井排距比對聚合物驅的開發(fā)效果有較大影響，存在一個合理的范圍。因此，有必要進一步針對海上S油田各個注采單元的平面非均質程度存在差異而研究不同非均質條件下的合理井排距比。

在室內物理模擬實驗的基礎上，采用油藏數(shù)值模擬方法先建立不同平面非均質條件的注采單元地質模型。然后再建立相應的油藏數(shù)值模擬模型，模型大小為300 m×300 m，厚度為6 m。數(shù)值模擬模型的平面滲透率分布特征與物理模型保持一致，設置高、中、低3 種不同滲透率的區(qū)域，井排方向與滲透率條帶的角度也與物理模型相同（圖1）。油藏數(shù)值模擬模型中滲透率區(qū)域設計了5種滲透率組合方案：方案1 的低、中、高滲透率分別為800，1 000 和1 200 mD；方案2 的低、中、高滲透率分別為666，1 000 和1 334 mD；方案3 的低、中、高滲透率分別為571，1 000 和1 429 mD；方案4 的低、中、高滲透率分別為500，1 000和1 500 mD；方案5的低、中、高滲透率分別為400，1 000 和1 600 mD。5 個方案的滲透率級差分別為1.5，2.0，2.5，3.0 和4.0?；诿總€滲透率模型，采用排狀注采井網(wǎng)，井排距比設計了8個方案，分別為1，1.27，1.5，1.78，2.13，2.57，3.17 和4。模擬計算的工作制度設定為注水井定注入量、生產(chǎn)井定井底流壓。模擬過程首先水驅至含水率為80%，然后轉注聚合物驅，連續(xù)注入聚合物為0.6 PV，后續(xù)水驅至含水率達到98%。通過油藏數(shù)值模擬方法可以計算得到各個方案的動態(tài)指標，方案優(yōu)選指標用累積產(chǎn)油量和泰爾指數(shù)，其中泰爾指數(shù)是用來表征化學驅均衡程度的參數(shù)，當平面滲透率級差為3 時，按照不同的滲透率區(qū)域劃分油藏單元并計算其泰爾指數(shù)。

泰爾指數(shù)方程為：

從圖3可以看出，隨著井排距比的增大，各方案的累積產(chǎn)油量先增加后降低，泰爾指數(shù)先降低后增加。當井排距比為1.78 時，累積產(chǎn)油量為102.7×104m3，達到最高，表明開發(fā)效果最優(yōu)；泰爾指數(shù)僅為0.203 5，在所有模擬方案中最小，表明聚合物驅的均衡程度最高。

圖3 平面滲透率級差為3時的泰爾指數(shù)和累積產(chǎn)油量Fig.3 Theil index and cumulative oil production when permeability ratio equals to 3

圖4 平面滲透率級差為3時的不同井排距比的含油飽和度分布（綜合含水率為98%）Fig.4 Oil saturation distribution of different well spacing ratio when permeability ratio equals to 3（comprehensive water cut is 98%）

同時，通過數(shù)值模擬計算可以得到模擬單元綜合含水率達到98%時不同井排距比的含油飽和度分布（圖4）。由于模擬單元和模擬工作制度完全一樣，而且是模擬計算到綜合含水率為98%時的狀態(tài)，因此，各個方案含油飽和度分布的差異較小，需仔細觀察。通過深入分析可以看出，當井排距比為1.27 時，模型中上半部低滲透區(qū)域儲層剩余油富集區(qū)范圍相對較大；而當井排距比為4時，不僅在低滲透區(qū)域存在剩余油富集區(qū)，在高滲透區(qū)域同樣也存在剩余油富集區(qū)。而當井排距比為1.78 時，低滲透區(qū)域的含油飽和度富集區(qū)比1.27 時小、比井排距比為2.57 和4 時略大，但是高滲透區(qū)域含油飽和度富集區(qū)比井排距為2.57 和4 時均要?。唤Y合上述對不同井排距比下的累積產(chǎn)油量分析，可得出井排距比為1.78 時低滲透區(qū)域儲層采出程度的增加大于高滲透區(qū)域儲層的降低，注采單元整體的采出程度高。通過油藏數(shù)值模擬方法得到的剩余油分布特征與室內物理模擬平面滲透率級差為3 時，物理模擬實驗得到的最優(yōu)井排距比為1.8 的微電極含油飽和度的測試結果是一致的。

不同滲透率區(qū)域儲層的動用程度主要與注采井井排間的壓力梯度有關，平面上聚合物溶液更易于向壓力梯度大的方向流動。因此，通過調整注采井的井排距比，可以使得低滲透區(qū)域和高滲透區(qū)域2 個方向上的壓力梯度基本一致，從而聚合物溶液平面上波及范圍越大，注采單元的動用程度越高。

同理，對平面滲透率級差為1.5，2.0，2.5 和4 的地質模型，分別設計了8個井排距比模擬對比方案，通過油藏數(shù)值模擬計算可得到各個滲透率級差條件下最優(yōu)井排距比，從圖5可以看出，當平面滲透率級差為1.5 時，最優(yōu)的井排距比為1.27；滲透率級差為2 時，最優(yōu)的井排距比為1.5；當滲透率級差為2.5～4.0 時，得到了最優(yōu)井排距比均為1.78?？芍S著平面滲透率級差增大，最優(yōu)井排距比也逐漸變大，注入井井排與高滲透區(qū)域的距離變大、注入井井排與低滲透區(qū)域的距離變小，使得2 個方向上的壓力梯度趨于一致，高滲透區(qū)域和低滲透區(qū)域儲層整體動用程度達到最優(yōu)水平。

圖5 不同滲透率級差條件下的最優(yōu)井排距比Fig.5 Optimal well spacing ratio under different permeability ratio

3 注采井網(wǎng)形式對聚合物驅開發(fā)效果的影響

目前，海上S 油田主要以直井排狀注采井網(wǎng)為主，因水平井在海上常規(guī)水驅油田開發(fā)中增油效果較好，因此，有必要研究水平井在聚合物驅油藏后期挖潛過程中的可行性及最優(yōu)的注采井網(wǎng)組合形式。在圖1 物理模擬基礎上設計了3 組對比實驗方案（圖6），方案1 為排狀注采井網(wǎng)（3 注6 采），方案2為水平井注直井采（1 注6 采），方案3 為水平井注水平井采（1 注2 采）。其中井排距比依據(jù)上面的優(yōu)化結果，設定為1.78。

圖6 3組對比實驗方案Fig.6 Three groups of comparative experimental schemes

3 組對比實驗方案的實驗條件完全相同，每組方案單元總的注入速度為600 mL/h，生產(chǎn)井均是保持大氣壓定壓生產(chǎn)，聚合物溶液總注入體積均為0.6 PV。3組實驗的具體操作步驟和要求與1.2中一致。

根據(jù)3 種井網(wǎng)形式的模擬計算指標，按照不同的滲透率區(qū)域劃分油藏單元并計算其泰爾指數(shù)（圖7）可以看出，井網(wǎng)2 和井網(wǎng)3 的累積產(chǎn)油量較高、泰爾指數(shù)較低，表明水平井注直井采與水平井注水平井采驅替的均衡程度相對較高，開發(fā)效果優(yōu)。主要原因是水平井注聚合物驅相對直井來說，井筒與油層接觸面積更大，特別是當儲層非均質性較強時，聚合物溶液向前推進的前緣更加均衡，平面非均質物理模型的波及效率更高。同時通過油藏數(shù)值模擬方法對3 組方案進行對比分析，得到的認識與采用物理模擬方法結果保持一致，采用水平井注水平井采是相對更優(yōu)的調整方案。

圖7 不同注采井網(wǎng)下的泰爾指數(shù)和累積產(chǎn)油量Fig.7 Theil index and cumulative oil production under different injection-production patterns

4 結論

依據(jù)海上S油田沉積相分布特征與實際井網(wǎng)部署關系，建立了多個平面非均質模型，基于排狀注采井網(wǎng)分別采用物理模擬和油藏數(shù)值模擬方法，以累積產(chǎn)油量、飽和度微電極測試含油飽和度和泰爾指數(shù)為評價指標，通過對驅替壓力梯度的深入分析，得出了最優(yōu)的井排距比和最優(yōu)的注采井網(wǎng)形式。通過研究分析表明，海上S 油田后期通過注采井排距比和注采井網(wǎng)形式的優(yōu)化調整還能進一步提高油田聚合物驅的開發(fā)效果，為同類其他油田提供相關的技術指導。

符號解釋

T——泰爾指數(shù)，即化學驅均衡程度指數(shù)，其值為0～1，泰爾指數(shù)越小，化學驅均衡程度越高；n——油藏中劃分單元的個數(shù)，劃分單元的個數(shù)越多，泰爾指數(shù)計算越準確；i——任意劃分單元；Ri——第i個受效單元采出程度，%；Rˉ——所有劃分單元采出程度的平均值，%。