普通稠油油藏聚合物驱技术应用——以古城油田泌125区块为例

申乃敏，张连锋，张小静，李俊杰，王艳霞，张伊琳

（中国石化河南油田分公司勘探开发研究院，河南郑州 450008）

聚合物驱技术从上世纪 90年代进入现场试验以来，已经成为大庆、胜利、河南等油田提高采收率的主要技术之一[1–4]。目前，国外石油公司很少开展聚合物驱工业化应用，多停留在室内研究和矿场小规模先导试验阶段。相比之下聚合物驱油技术在国内许多油田开展了工业化应用，并取得了突破性进展，已成为延缓老油田产量递减的主体技术之一[5–6]。

根据目前现场应用结果发现，聚合物驱适应的温度范围一般小于85 ℃，适应的地层原油黏度一般小于200.0 mPa·s[7]。河南油田先后在双河油田、下二门油田、古城油田的16个区块开展了聚合物驱工业化应用，其中下二门油田Eh2Ⅱ油组（地层原油黏度72.6 mPa·s）、古城油田泌123区块（地层原油黏度59.0～138.0 mPa·s）、古城油田泌124断块（地层原油黏度88.0～130.0 mPa·s）普通稠油聚合物驱已取得显著效益，为聚合物驱在普通稠油油藏的应用奠定了矿场试验基础。但通过调研国内外研究现状，发现地层原油黏度大于200.0 mPa·s的普通稠油采用聚合物驱也能取得一定效果。本文在油藏工程、数值模拟和室内研究的基础上，开展古城油田泌125区块Eh3Ⅴ2–5层系聚合物驱技术工业化应用，实现较高黏度普通稠油油藏聚合物驱技术的突破，对油田聚合物驱资源接替、提高黏度大于 200.0 mPa·s的普通稠油油藏采收率具有重要的意义[8]。

1 油藏地质参数与模型

古城油田泌125区块位于泌阳凹陷西北斜坡带，是以古城三角洲砂体为储层、东西相交的两条正断层形成的断鼻油气藏。地层原油黏度400.0～1 800.0 mPa·s，Eh3Ⅴ2–5层系是该区储量最多、油藏品位最好的开发层系，原始油层中部温度为40.9 ℃，原油密度为 0.943 g/cm3，原始地层条件下原油平均黏度为 652.7 mPa·s，平均渗透率为 1 606×10–3μm2，平均孔隙度26%。依据区块的实际情况，应用Petrel建模软件建立3D地质模型，模型范围西部以断层为界，断层附近模型平面网格采用5 m×5 m，主体区域采用10 m×10 m，边部区域采用20 m×20 m。纵向上每个层划分10个网格，建模范围Eh3V2至Eh3V5层的七个单层。精细模型总网格数为130.6×104个。

2 聚合物驱井网调整研究

2.1 合理化井网井距

合理化井网井距是聚合物驱油的一个最重要的环节，既要考虑井网对驱油效果的影响，还要考虑到井网对聚合物驱注入和产出能力的影响，以及与现水驱井网的衔接和搭配等。本文以古城油田泌125区块地质参数及流体参数为基础，采用数值模拟方法建立相应的典型模型，并结合油藏工程方法开展井网调整技术界限研究，结果表明，五点法面积井网具有较高的水驱和聚合物驱采收率，聚合物驱提高采收率9.83%（表1）。因此，确定五点法井网是古城油田泌125区块聚合物驱较理想的井网。

表1 不同井网形式下聚合物驱提高采收率对比

聚合物驱的现场试验和数值模拟结果均表明，不同井距条件下注聚合物都有良好的增油降水效果，而且具有随井距减小而效果变好的趋势。但是，在进行聚合物驱时，由于地层渗透率、温度及地层水矿化度等因素的影响，选择合理的注采井距，应该考虑到注水井注入能力、采油井产液能力。古城油田泌 125区块Eh3Ⅴ2–5层系油藏条件下，注入能力对注采井距的要求比采出能力对井距的要求苛刻，即极限井距应该主要考虑注入能力。从注入速度与极限井距的研究结果看出，泌125区块压力上升上限为6 MPa，注入速度为0.12 PV/a时，单元的极限最大井距为143 m（表2）。

表2 不同注入速度下的最大注采井距

稠油黏度高，渗流阻力大，液固界面及液液界面的相互作用力大，导致稠油的渗流规律产生某种程度的变化而偏离达西定律。1960年前苏联学者B.H苏尔塔诺夫就提出稠油的非牛顿性，随后很多专家指出稠油油藏具有启动压力现象。认为当压力梯度较小时，稠油基本上不流动或渗流速度极小；只有当驱替压力梯度超过启动压力梯度时，稠油才能流动。初始压力梯度不但与稠油本身的性质有关，而且也与油藏孔隙度及渗透率有关，其关系式为：

式中：GDI为初始压力梯度，MPa/m；τ0为屈服应力，N/m2；φ为孔隙度，%；k为渗透率，μm2。

依据上式计算可知，泌 125区块 Eh3Ⅴ2–5层系的启动压力梯度为0.028 7 MPa/m。从最小驱替压力梯度与注采井距的关系曲线（图1）可以看出，在最小启动压力梯度为0.028 7 MPa/m的条件下，有效驱替的最大注采井距为141 m。综合以上两点，单元最大井距设计为141 m。

图1 最小驱替压力梯度与注采井距的关系

2.2 聚合物驱井网调整

聚合物驱的井网调整部署应该以提高储量控制和动用程度、提高聚合物驱宏观波及体积为目的，针对泌125区 Eh3Ⅴ2–5层系目前开发中存在原油黏度高，物性在平面、剖面上非均质严重的问题，在剩余油分布特征研究的基础上，结合井网调整技术界限研究成果，开展井网调整部署工作。

泌 125区 Eh3Ⅴ2–5层系采用近五点法井网、注采井距141 m，井网调整后，聚合物驱注入井22口，受效油井38口，聚合物驱井网控制储量155.2×104t，储量控制程度71.9%，三向以上受效井比例48.3%，液流方向改变率达 36.8%，为聚合物驱发挥驱油作用提供适宜的井网条件。

3 聚合物驱方案参数设计

在古城油田泌125区块油藏地质条件下，开展了室内稠油聚合物驱驱剂筛选评价，分析了超高分子量聚合物分子尺寸及其与泌125区块地层孔喉的匹配性、注入性能和驱油性能，充分研究了超高分子聚合物在泌125区块应用的可行性与适用性。结果表明：超高分子聚合物在泌125区块具有较好的注入性和较高的驱油效率，注入浓度高于2 000 mg/L时，提高采收率幅度可达15%以上；当注入浓度为2 500 mg/L、注入量为0.60 PV时，提高采收率幅度可达 21.11%，提高采收率幅度较注入量为 0.50 PV时高4.44%（表3），满足现场对驱油剂的使用要求。同时，在室内研究的基础上，通过数值模拟对化学剂注入速度、注入浓度、段塞大小、段塞结构及注采比等参数进行优化，并结合油藏综合研究，最终确定适合泌 125区块 Eh3Ⅴ2–5层系聚合物驱的注采参数为：注采比为1.05，注入速度为0.12 PV/a，段塞结构为2 200 mg/L×0.60 PV。

表3 超高分子量聚合物提高采收率

4 现场应用效果

泌125区Eh3Ⅴ2–5层系于2015年8月开始试注聚，试注区块共4口注聚井，对应受效采油井14口，超高分子量聚合物注入性良好，含水下降10%，日增油13.4 t，取得良好的增油降水效果。2017年4月开展了 22口注入井、41口采油井超高分子量聚合物驱现场应用，新增控制石油地质储量155.2×104t，注入压力缓慢上升，对应油井取得较好的增油降水效果。截至2018年12月，累计增油1.84×104t，聚干粉增油13.6 t/t，阶段提高采收率1.19%。

4.1 注入效果评价

截至2018年12月，单元注聚井平均注入压力8.0 MPa，日注水740 m3，注入浓度2 285 mg/L，井口黏度144.6 mPa·s，累计注入聚合物溶液55.05×104m3，注入孔隙体积 0.22 PV，注入聚合物干粉为1 202.7 t。在注入过程中，依据注入井所处位置、层间差异情况及吸水状况，优化了聚合物注入层段和聚合物注入浓度，采取浓度差异化注入，一方面有利于控制高渗透层注入，减缓或控制聚合物沿高渗透层段窜流，影响聚合物驱的开发效果；另一方面可以加强中低渗透层的注入，扩大聚合物驱纵向波及体积，达到改善开发效果并提高采收率的目的。

4.2 采出效果评价

截至2018年12月，单元油井开井35口，日产液438.0 m3，日产油66.1 t，综合含水84.9%，动液面409 m，产聚浓度676 mg/L，在采出过程中，采用油井限液与堵水相结合的手段，确保均衡有效驱替。单元整体通过细化注采调整，增油效果显著。

4.3 油井见效特征分析

稠油聚合物驱表现出的一个重要特征是不同区域和不同原油黏度范围油井见效差异较大。从不同区域油井见效对比图（图2）可以看出：主体区和断层区的油井见效率较高，而靠近边水的区域油井见效率相对较低。这主要受地质构造、平面非均质性、注采井网完善程度、边水等因素的影响，主体区注采井网完善，多向受效油井占比高，液流转向率大；断层区受断层遮挡，剩余油饱和度较高，因聚合物驱具有扩大波及体积的作用，主体区和断层“屋檐”下的储量较容易动用，故对应油井见效快。边水区多数为单方向受效油井，且位于边水部位很容易发生水淹，导致含水率上升明显，油井见效率低。

图2 不同区域见效井对比情况

从不同原油黏度范围油井见效情况统计（表4）可以看出，不同原油黏度范围内均有见效井，且见效井数差异较大，见效油井主要分布在低黏度值（小于 1 000 mPa·s）分布区域，其中黏度值 600～800 mPa·s区间的见效井有13口，占见效井总数的48.1%，大于1 000 mPa·s的见效井只有3口，仅占总见效井的 11.0%。这说明虽然较高黏度的稠油油藏开展聚合物驱扩大波及体积，改善开发效果的作用较明显；但随着黏度升高，因稠油特有的高黏度和高凝固点的特性，原油流动能力逐渐降低，油水流度比变大，波及体积变小，聚合物溶液无法启动更高黏度的剩余油，导致开发效果变差，油井见效率低。

受油层非均质性、水驱现状、注水井网井距及构造条件的影响，井距近、历史窜流或优势方向明显的单向受效油井，见效后易形成聚窜。受效油井统一表现出先见效、后见聚的特征，一般在见效后5～12个月内陆续出现聚合物溶液窜流现象，这说明油井见效后，注入水容易沿注水优势方向发生窜流，导致聚合物溶液突破前缘，发生聚窜。

从油井增油降水效果来看，三向以上中心油井聚合物驱开发效果普遍较好，其中G44051井日产油从聚合物驱前1.8 t上升到11.0 t，日增油9.2 t，含水从94.0%下降到58.0%，下降36.0%；G4605井日产油从聚合物驱前2.7 t上升到12.0 t，日增油9.3 t，含水率从86.8%下降到32.0%，下降54.8%，增油降水效果明显。

表4 不同原油黏度范围油井见效情况统计

5 结论

（1）通过井网调整规划了注采井网，完善了注采对应关系，有效减缓了层间干扰，实现了液流方向转变，达到了扩大波及体积目的，为驱油体系发挥驱油作用提供了适宜的井网条件。

（2）泌125区普通稠油油藏高分子聚合物驱现场取得良好的增油降水效果，阶段提高采收率1.19%，根据生产动态及数值模拟预测聚合物驱比水驱最终提高采收率 5.90%，聚驱见效油井 27口，见效率65.8%。