大慶長垣北部一類油層聚驅(qū)后化學(xué)驅(qū)變流線方式的井網(wǎng)優(yōu)化

焦天宇

（中國石油大慶油田有限責(zé)任公司提高采收率項目部，黑龍江 大慶 163002）

0 引 言

大慶長垣油田一類油層首次化學(xué)驅(qū)已經(jīng)基本結(jié)束，其中聚驅(qū)后地質(zhì)儲量約為7×108t，整體采出程度約57%，絕對剩余地質(zhì)儲量約為3×108t，資源體量巨大，亟需形成聚驅(qū)后高效提高采收率方法，為此開展聚驅(qū)后化學(xué)驅(qū)變流線方式的井網(wǎng)優(yōu)化研究。

目前，國內(nèi)外在聚驅(qū)后提高采收率技術(shù)研究方面，分別進(jìn)行了原井網(wǎng)原流線現(xiàn)場試驗及變流線井網(wǎng)優(yōu)化調(diào)整理論研究［1-2］。在聚驅(qū)后原流線二次化學(xué)驅(qū)研究方面，先后試驗了泡沫復(fù)合驅(qū)、微生物采油、熱力采油和常規(guī)化學(xué)驅(qū)等聚驅(qū)后技術(shù)，但受原流線部位剩余油飽和度低、優(yōu)勢滲流發(fā)育等影響，現(xiàn)場試驗過程中化學(xué)劑低效無效循環(huán)嚴(yán)重，且提高采收率幅度均在2 百分點以內(nèi)，未能實現(xiàn)聚驅(qū)后進(jìn)一步提高采收率的目的；在聚驅(qū)后變流線井網(wǎng)優(yōu)化調(diào)整研究方面，先后進(jìn)行了聚驅(qū)后井網(wǎng)調(diào)整［3］、流線變化方式［4］等方面研究，但都僅限于理論分析，現(xiàn)場應(yīng)用是否可行還未進(jìn)行驗證。

針對以上問題，開展了聚驅(qū)后化學(xué)驅(qū)變流線模式優(yōu)化及現(xiàn)場實際應(yīng)用效果評價的系統(tǒng)研究。通過聚驅(qū)后數(shù)據(jù)整理、理論分析、物理模擬、現(xiàn)場驗證等全過程、系統(tǒng)化論證，評價優(yōu)選出了聚驅(qū)后最佳的變流線井網(wǎng)調(diào)整模式，可為一類油層聚驅(qū)后提高采收率技術(shù)進(jìn)一步研究提供方法，同時也可為一類油層聚驅(qū)后工業(yè)化高效開發(fā)提供技術(shù)方向。

1 一類油層化學(xué)驅(qū)后儲量構(gòu)成及分布

大慶長垣油田一類油層總地質(zhì)儲量為9.47×108t，化學(xué)驅(qū)后總儲量為8.67×108t，其中聚驅(qū)后儲量為7.36×108t，主要分布在長垣中、北部地區(qū)（表1）。

表1 長垣油田一類油層三次采油開發(fā)現(xiàn)狀及剩余潛力Table 1 Development situation and remaining potential of tertiary recovery of Class I reservoirs in Placanticline oilfield

2 應(yīng)用原井網(wǎng)原流線的聚驅(qū)后化學(xué)驅(qū)開發(fā)現(xiàn)狀

大慶油田針對一類油層聚驅(qū)后利用原井網(wǎng)共開展8 項現(xiàn)場試驗［5-8］，從試驗區(qū)的分布范圍看，主要分布在長垣中、北部的薩南、薩中、薩北開發(fā)區(qū)及喇嘛甸油田，從不同體系開發(fā)效果看，無論聚表劑驅(qū)、蒸汽吞吐、微生物調(diào)驅(qū)、復(fù)合驅(qū)，還是聚合物驅(qū)整體開發(fā)效果均較差，提高采收率幅度最大值僅為2.40 百分點（表2）。

表2 聚驅(qū)后原井網(wǎng)化學(xué)驅(qū)現(xiàn)場試驗基本情況Table 2 Basic situation of chemical flooding field tests of original well patterns after polymer flooding

針對不同開發(fā)區(qū)、不同體系在原井網(wǎng)條件下開展的聚驅(qū)后現(xiàn)場試驗效果均不理想的現(xiàn)狀進(jìn)行了深入的分析，主要原因是經(jīng)過一次聚合物驅(qū)后，在平面分布上原井網(wǎng)原流線處剩余油飽和度相對較低；同時原井網(wǎng)原流線經(jīng)過后續(xù)水驅(qū)長期沖刷，井間、層間優(yōu)勢滲流通道區(qū)域不斷擴(kuò)大，平面、層間矛盾進(jìn)一步加劇，聚合物溶液低效無效循環(huán)嚴(yán)重，因此不利于二次化學(xué)驅(qū)進(jìn)一步擴(kuò)大波及體積和提高驅(qū)油效率［9-11］。

以長垣北部北二區(qū)西部聚驅(qū)開發(fā)區(qū)為例，聚驅(qū)后主流處剩余油飽和度相對較低、優(yōu)勢滲流通道發(fā)育。取心井資料表明，一類油層聚驅(qū)后主流線處含油飽和度較分流線處含油飽和度低4.4 百分點；水淹解釋資料表明，一類油層聚合物驅(qū)后主流線處含油飽和度較分流線處低4.6 百分點（表3）。優(yōu)勢滲流通道跟蹤結(jié)果表明，停注聚10 a 后優(yōu)勢滲流通道層數(shù)比例增加到27.7%，吸液量比例達(dá)60%以上［12-13］，由于原井網(wǎng)原流線含油飽和度低且局部存在優(yōu)勢滲流通道，再次化學(xué)驅(qū)低效、無效循環(huán)嚴(yán)重，原井網(wǎng)二次化學(xué)驅(qū)未見效。

表3 主流線與分流線含油飽和度Table 3 Oil saturation of main streamlines and diversion streamlines

3 流線轉(zhuǎn)變方式確定

為研究不同流線轉(zhuǎn)變方式對開發(fā)效果的影響，通過引入流線飽和度數(shù)學(xué)模型，求解流線油水飽和度方程，分析注采井間流線剩余油分布特征，優(yōu)化變流線井網(wǎng)調(diào)整方式，進(jìn)而實現(xiàn)聚驅(qū)后有效提高采收率的目的。

首先利用達(dá)西定律及流線飽和度基本方程［14-16］，沿流動方向求解飽和度，得出注采井間流線上任意點的含油飽和度方程，即：

式中：Sw——含水飽和度，%；

fw——含水率，%；

t——時間步長，月；

τ——質(zhì)點時間，a；

?——油層孔隙度，%；

Gw——水的質(zhì)量流量，kg/s；

qw——水的源匯項，kg/（m2·s）；

Qw——水的體積流量，m3/s；

n——時間變量，月；

Swe——任一點含水飽和度；

下標(biāo)e代表任一點。

根據(jù)式（2）利用迭代原理，可以看出注采井間不同位置、不同時刻含水飽和度變化的主控因素為過流量，而過流量的主控因素為壓差，進(jìn)而可以得出隨著驅(qū)替時間的延長越靠近注采井間連線上，含水飽和度越高、含油飽和度越低，越遠(yuǎn)離注采井間連線部位含水飽和度越低、含油飽和度越高，因此聚驅(qū)后化學(xué)驅(qū)新流線的建立應(yīng)避開高壓差、高流量部位，最大程度覆蓋低壓差、低流量部位，根據(jù)勢疊加原理，理論上均質(zhì)油層同井別連線交點處存在滯留區(qū)，滲流速度趨近于零，即原井網(wǎng)原流線旋轉(zhuǎn)45°處剩余油飽和度最高。

4 流線轉(zhuǎn)變方式設(shè)計

根據(jù)分析，按照最大程度挖掘滯留區(qū)剩余油的思路，設(shè)計聚驅(qū)后變流線井網(wǎng)優(yōu)化方式，在原井網(wǎng)原流線基礎(chǔ)上旋轉(zhuǎn)一次45°加密布井或重構(gòu)加密（圖1、圖2），即原聚驅(qū)井網(wǎng)以注（采）井為中心旋轉(zhuǎn)45°新布油井或老井重構(gòu)，原聚驅(qū)井網(wǎng)油井全部轉(zhuǎn)注，形成新的挖掘分流線處剩余油的五點法面積井網(wǎng)，新布采出井均位于原聚驅(qū)井網(wǎng)分流線處。通過計算看出旋轉(zhuǎn)一次加密布井井?dāng)?shù)增加倍數(shù)小于1，假設(shè)某區(qū)塊為油井收邊的五點法面積井網(wǎng)，其中開發(fā)油、水井?dāng)?shù)分別為Xo、Xw，排數(shù)分別為Vo、Vw，區(qū)塊總井?dāng)?shù)=XoVo+XwVw，旋轉(zhuǎn)一次增加井?dāng)?shù)為(Xo- 1)Vo+(Xw+ 1)Vw，井?dāng)?shù)增加倍數(shù)為1 -(Vo-Vw)/總井?dāng)?shù)，小于1 倍，經(jīng)濟(jì)效益較好。

圖1 原聚驅(qū)井網(wǎng)示意Fig.1 Schematic diagram of original polymer flooding well pattern

圖2 旋轉(zhuǎn)一次45°加密井網(wǎng)示意Fig.2 Schematic diagram of infill well pattern with once 45°rotation

5 流線轉(zhuǎn)變方式物理模擬

為了驗證理論分析的正確性，利用三維大型物理模型進(jìn)行了聚合物驅(qū)油實驗，研究了一類油層聚驅(qū)后原井網(wǎng)原流線與原井網(wǎng)旋轉(zhuǎn)45°加密布井變流線效果差異。

5.1 物理模型及飽和度測定原理

物理模型為石英砂與環(huán)氧樹脂膠結(jié)模型，注入井和采出井的分布見圖1，實驗?zāi)M五點法面積井網(wǎng)的一個完整井組的流線演變過程。在模型的中心位置設(shè)置1 口注入井，在模型4 個角的位置各設(shè)置1 口采出井，模擬原井網(wǎng)原流線；在模型的4 個邊線中間位置各設(shè)置1 口采出井，與原注入井組合為新的五點法面積井網(wǎng)，模擬原井網(wǎng)旋轉(zhuǎn)45°變流線。注入系統(tǒng)包括1 臺注水泵和8 臺自動收集器。測壓數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)由壓力傳感器、傳感顯示器和標(biāo)準(zhǔn)數(shù)字壓力計組成，用于監(jiān)測實驗過程中的注入端壓力變化。利用模型上分布的49 對微電極（圖3）測定各點對應(yīng)的電阻率。由電阻率與含油飽和度關(guān)系曲線插值求得該點對應(yīng)的含油飽和度，進(jìn)而確定模型中油水分布及研究聚驅(qū)后不同流線方式的驅(qū)油效率與波及系數(shù)變化情況。

實驗采用的三維非均質(zhì)物理模型是由三層長和寬均為80 cm、厚為1.35 cm 的砂巖膠結(jié)壓制而成，巖石與油水的潤濕性表現(xiàn)為弱親油，模擬正韻律沉積地層，物性參數(shù)見表4。

表4 三維非均質(zhì)物理模型物性參數(shù)Table 4 Property parameters of 3D heterogeneous physical model

在每層模型中每行每列各分布7 對電極，共有147 對電極檢測點。模型平均孔隙度為23.90%，原始含油飽和度平均為73.11%。

5.2 實驗方法

在實驗溫度下，首先用礦化度為326 mg/L 清水驅(qū)替至含水率為98%，然后注入0.60 PV 超高相對分子質(zhì)量聚合物段塞，再后續(xù)水驅(qū)至含水率為98%。在此基礎(chǔ)上分別進(jìn)行了聚驅(qū)后原井網(wǎng)原流線高質(zhì)量濃度超高相對分子質(zhì)量整體段塞驅(qū)、原井網(wǎng)旋轉(zhuǎn)45°重構(gòu)流線高濃度超高相對分子質(zhì)量整體段塞驅(qū)等2 種不同流線方式的對比實驗，具體方案：（1）原井網(wǎng)原流線整體段塞驅(qū)，利用原聚驅(qū)井網(wǎng)，轉(zhuǎn)注質(zhì)量濃度為2 500 mg/L 的超高相對分子質(zhì)量聚合物溶液0.70 PV，后續(xù)水驅(qū)至結(jié)束；（2）旋轉(zhuǎn)45°重構(gòu)流線整體段塞驅(qū)，利用新加密井網(wǎng)實現(xiàn)變流線，轉(zhuǎn)注質(zhì)量濃度為2 500 mg/L 的超高相對分子質(zhì)量聚合物溶液0.70 PV，后續(xù)水驅(qū)至結(jié)束。

5.3 實驗結(jié)果與分析

由聚驅(qū)后不同流線開發(fā)方式的實驗結(jié)果（表5）可以看出，原井網(wǎng)原流線提高采收率僅為2.86百分點，旋轉(zhuǎn)45°加密變流線提高采收率達(dá)10.71百分點。從聚驅(qū)后注入壓力變化可以看出，2 種流線方式下均能夠正常注入，原井網(wǎng)原流線注入壓力為0.97 MPa，旋轉(zhuǎn)45°加密變流線后注入壓力為2.42 MPa。

表5 聚合物驅(qū)后不同流線方式的采收率提高幅度Table 5 Incremental recovery of different streamline modes after polymer flooding

由聚驅(qū)后采收率提高幅度可以看出，旋轉(zhuǎn)45°加密變流線提高采收率幅度最大，較原井網(wǎng)原流線多提高7.85 百分點。其原因是：原井網(wǎng)原流線聚驅(qū)后優(yōu)勢滲透通道發(fā)育，聚合物低效無效循環(huán)嚴(yán)重，室內(nèi)實驗表現(xiàn)為注入壓力較低，提高采收幅度小；原井網(wǎng)旋轉(zhuǎn)45°加密變流線后優(yōu)勢滲流通道作用減弱，地下壓力場重新分布，室內(nèi)實驗表現(xiàn)為注入壓力較高，提高采收率幅度大。

6 現(xiàn)場應(yīng)用

試驗區(qū)位于大慶油田長垣北部薩北開發(fā)區(qū)A區(qū)塊，該區(qū)塊共發(fā)育薩爾圖、葡萄花、高臺子3 套層系，經(jīng)歷了基礎(chǔ)、一次、二次加密調(diào)整、葡Ⅰ組聚驅(qū)等所有開發(fā)調(diào)整階段，具有較好的代表性。A區(qū)塊首次注聚歷時8 a（2001—2008年），目的層葡Ⅰ組油層，采用五點法面積井網(wǎng)，注采井距250 m，含水率最大降幅8.4 百分點，聚合物用量為860 mg/L·PV，聚驅(qū)階段采出程度19.2%，階段提高采收率15.8 百分點，二次化學(xué)驅(qū)前采出程度為58.7%。

按照原井網(wǎng)原流線旋轉(zhuǎn)45°加密布井變流線重構(gòu)井網(wǎng)模式，在A 區(qū)塊首次聚驅(qū)井網(wǎng)基礎(chǔ)上，利用二次加密井井網(wǎng)進(jìn)行重構(gòu)，形成新的注采井距175 m 的五點法面積井網(wǎng)，試驗區(qū)含油面積為0.56 km2，共有油水井25 口，其中9 口注入井，16口采油井，射開砂巖厚度為12.8 m，有效厚度為8.7 m，滲透率為0.688 μm2。

二次化學(xué)驅(qū)見到了較好的效果。一是見到了較好的增油降水效果，最低點含水率達(dá)到90.3%，與試驗前相比下降了6.0 百分點，日增油11 t（圖4）；二是含水率低值期持續(xù)時間長，提高采收率幅度高，注入聚合物0.15 PV 后，含水率出現(xiàn)緩慢下降趨勢，注入聚合物0.38 PV 后含水率開始大幅下降，0.78 PV 后開始回升，低值期持續(xù)0.40 PV，且含水率變化曲線整體呈現(xiàn)U 字形，化學(xué)驅(qū)特征明顯，二次化學(xué)驅(qū)提高采收率8.3 百分點（A 區(qū)塊地質(zhì)儲量66.33×104t，累計增油5.50×104t），最終采出程度68.9%；三是采出井投產(chǎn)初期含水級別低，二次化學(xué)驅(qū)開發(fā)物質(zhì)基礎(chǔ)好，新五點法面積井網(wǎng)采出井均位于原聚驅(qū)井網(wǎng)分流線處，滯留區(qū)處剩余油富集，投產(chǎn)初期綜合含水率為96.2%，較原井網(wǎng)采出井含水級別低2.0 百分點；四是注入井壓力穩(wěn)步上升，吸液剖面得到有效改善，低效無效循環(huán)得到有效控制［17-21］，試驗區(qū)最高注入壓力12.1 MPa（圖4），較注聚前壓力上升了4.3 MPa，吸液厚度比例達(dá)到92.4%，較試驗前提高了28.8 百分點，較一次注聚高峰期提高了10.6 百分點（圖5）。

圖4 長垣北部薩北開發(fā)A區(qū)塊含水率與注入壓力Fig.4 Water cut and injection pressure of Sabei development block A in north Placanticline

圖5 長垣北部薩北開發(fā)A區(qū)塊不同聚驅(qū)階段吸液厚度比例Fig.5 Liquid absorption thickness proportion in different polymer flooding stages of Sabei development block A in north Placanticline

7 結(jié) 論

（1）聚驅(qū)后原井網(wǎng)原流線化學(xué)驅(qū)效果差。大慶長垣北部一類油層聚驅(qū)后原井網(wǎng)原流線優(yōu)勢滲流通道發(fā)育且剩余油飽和度相對較低，再次化學(xué)驅(qū)低效、無效循環(huán)嚴(yán)重，無法實現(xiàn)進(jìn)一步波及剩余油富集區(qū)域進(jìn)而提高采收的目的。

（2）理論分析及物模實驗表明，原井網(wǎng)旋轉(zhuǎn)45°加密或重構(gòu)的流線轉(zhuǎn)變方式可實現(xiàn)聚驅(qū)后進(jìn)一步提高采收的目的。通過流線飽和度方程分析推導(dǎo)出，聚驅(qū)后原井網(wǎng)原流線旋轉(zhuǎn)45°處剩余油飽和度相對較高，物模實驗表明流線改變后，注入壓力升幅變大，優(yōu)勢滲流通道作用減弱，進(jìn)一步擴(kuò)大波及體積能力增強(qiáng)，室內(nèi)提高采收率達(dá)10.71 百分點。

（3）長垣北部聚驅(qū)后現(xiàn)場試驗結(jié)果表明，原井網(wǎng)旋轉(zhuǎn)45°重構(gòu)流線的轉(zhuǎn)變方式可實現(xiàn)聚驅(qū)后提高采收率8.3 百分點?，F(xiàn)場應(yīng)用見到了較好的增油降水效果，最低點含水率達(dá)到90.3%，與試驗前相比下降了6.0 百分點，日增油11 t，吸液厚度比例增加到92.4%，較試驗前提高了28.8 百分點，較一次注聚高峰期提高10.6 百分點。