聚合物驱结合井网调整技术剩余油实验研究

刘 凡，周文胜，谢晓庆

（中海油研究总院有限责任公司/海洋石油高效开发国家重点实验室,北京100038）

海上油田受到平台寿命限制和经济核算限制，需要在有限时间内尽量提高海上油田的原油采收率，因此我国部分海上油田采用早期聚合物驱开发技术。矿场实践表明，海上油田采用早期聚合物驱开发技术可以比水驱开发提高采收率约10%。早期聚合物驱后，剩余可采储量约占地质储量的50%，剩余油潜力巨大。因此，迫切需要探索提高聚合物驱开发效果的调整技术[1⁃3]。

化学驱技术或水动力学方法都是目前比较成熟的提高采收率技术。已有的研究结果表明，化学驱可以有效改善油藏平面、纵向非均质性，提高驱油效率。 但是其投资大，对非主流线区域作用较小。水动力学调整主要通过改变井网层系或工作机制增大波及体积，具有工艺比较简单、投资小、风险低的特点。然而水动力学方法很难改善油藏非均质性[4]。史雪冬等[5]通过平面非均质三维物理模型研究聚驱后油藏井网调整与深部调剖相结合的提高采收率方法，调整原始井网后,单一聚合物溶液提高采收率6%,而聚合物微球与乳化剂复合体系可提高采收率16%。高淑玲等[6]选取9 注16 采试验区，针对聚驱后井网加密结合高质量浓度聚合物驱进行提高采收率试验，预测到试验结束可提高采收率6.77%。韩培慧等[7]通过饱和度监测技术研究了聚驱后井网加密和二元复合驱相结合进一步提高采收率方法，通过井网加密和二元复合驱结合可进一步提高采收率29.86%。姜颜波等[8]以孤岛油田中一区Ng3 层系为研究对象，现场应用表明采用井网重组与非均相复合驱增效技术能够大幅度提高聚合物驱后油藏采收率。前人虽然采用三维模型和矿场试验进行研究，然而目前尚未揭示聚合物驱结合井网调整后，宏观和微观剩余油分布规律。

本文通过应用微电极技术的三维平板模型驱替实验和核磁共振技术的岩心驱替实验，研究聚合物驱结合井网调整技术开发后油藏开发效果，分析了采出程度和含油饱和度变化，得到了宏观和微观剩余油分布规律，为进一步改善聚合物驱油田开发效果提供技术支持。

1 聚合物驱结合井网调整开发后宏观剩余油分析

由于渤海聚合物驱海上油田在开发初期水驱阶段多采用反九点法井网[9]，因此本次实验设计反九点三维平板模型，利用微电极监测驱替过程中含油饱和度的变化，从而得到聚合物驱结合井网调整开发后宏观剩余油分布。

1.1 实验设计和方案

1.1.1 实验模型设计 实验采用环氧树脂胶结模型，模型尺寸和设计渗透率参数如图1 所示。模型平面均质，纵向非均质，呈正韵律油藏特征。微电极分布见图1，每层均分布16 对。微电极可以用于监测驱替过程中模型含油饱和度的变化。

实际制作模型2 个，用于对照实验。模型1、2尺寸分别为58.5 cm×31.4 cm×4.5 cm, 59.6 cm×29.8 cm×4.5 cm，孔隙度分别为29.8% 和29.2%，含油饱和度分别为79.6% 和78.6%。

1.1.2 实验用水和实验条件 实验温度65 ℃。饱和模型用水为目标油田地层水，驱替用水为配置水。配置水组成见表1。饱和油为配置模拟油，用目标油田原油和航空煤油配制而成，实验温度为65 ℃，此时模拟油黏度为70.4 mPa·s。注入聚合物为AP⁃P4 溶液，属于疏水缔合聚合物，质量浓度1 750 mg/L，注入黏度31.5 mPa·s。

表1 模拟驱替用水成分Table 1 Simulated flooding water composition mg/L

微电极监测含油饱和度数据采集装置包括：传输电缆、数字量输出板、A/D 转换接口板和计算机软件。数据可以连续采集。

1.1.3 实验方案 为了研究聚合物驱结合水动力学调整方法的驱替效果和剩余油分布情况，设计了两组实验方案。

方案A：无井网调整方案。采用模型1，反九点法井网，注入端的注入速度为1 mL/min。水驱至出口端综合含水率85%，然后注入AP⁃P4 聚合物溶液0.3 PV 后，注入速度为1 mL/min。 再进行后续水驱，注入速度为1 mL/min，直至出口端综合含水率95%，实验结束。

方案B：井网调整方案。采用模型2，反九点法井网，注入端的注入速度为1 mL/min。水驱至出口端综合含水率85%，然后一口采出井转注入井，改为排状井网，并注入AP⁃P4 聚合物溶液0.3 PV 后，注入速度为1 mL/min，再进行后续水驱，注入速度为1 mL/min，直至出口端综合含水率95%，实验结束。

1.2 实验结果及分析

两组实验的含水率变化和采出程度结果见图2。由图2 可以看出，聚合物驱结合井网调整方法可以使聚驱形成的含水漏斗更大，采出程度更高，井网调整方案的聚合物驱后续水驱阶段提高采出程度效果非常显著。与井网不调整方案相比，在注入PV 数减少0.14 PV 的同时，注聚采出程度提高了4.77%，含水漏斗最低点比不调整方案低约10%。通过实验看出，通过井网调整改变液流方向，可以在减少注入量的同时增加采出程度，改善驱替效果。

图2 井网不调整与调整含水率与采出程度变化Fig.2 Comparison of water cut and recovery degree

根据阿尔奇公式[10⁃11]，可以通过电阻率计算得到实验模型中不同电极位置的含油饱和度，计算方法是：①将岩样饱和水，测得此时的电阻率值。②用稳态法实验进行一维岩芯驱替，测得不同出口端含水率下岩样的电阻率，经过阿尔奇公式回归，得到一条标准曲线。③由测定的电阻率标准曲线反算岩样中的含水饱和度。④确定模型上不同位置、不同时刻的含油饱和度。⑤利用软件绘制含油饱和度平面分布图。综上所述，统计得到两个方案不同阶段不同渗透层的含油饱和度，见图3。由图3 可以看出，井网调整的聚合物驱方案的平均剩余含油饱和度低于井网不调整的聚合物驱方案。

图3 不同模型各层在不同阶段的剩余含油饱和度Fig.3 Oil saturation of different layers in different models at different stages

从不同驱替阶段看，在初期水驱阶段，高渗层驱替作用最强，剩余含油饱和度最低。这是由于纵向非均质性严重造成的，注入水优先进行高渗层。水驱至高含水阶段时，中、低渗层含油饱和度分别在50% 以上及70% 以上，是水驱后提高采收率的主要潜力层段。注聚阶段，低渗层驱替作用最强，其中调整方案的低渗层含油饱和度与水驱后相比降低14%。后续水驱阶段，中渗层驱替作用最强，其中调整方案的中渗层含油饱和度与聚驱后相比降低17.8%。说明注入聚合物段塞有效地改善了中低渗透层的驱替效果。

从不同调整方案来看，在注聚段塞结束后和后续水驱结束后，调整方案比不调整方案的平均含油饱和度分别低3.95% 和3.23%。 其中低渗层的变化最大，后续水驱结束后调整方案比不调整方案的平均含油饱和度低7.11%。说明井网调整方案对于提高低渗层的驱替效果作用显著。

从不同层位看，注聚段塞结束后剩余油主要分布到低渗层和中渗层，后续水驱结束后剩余油主要分布到低渗层。说明中低渗层在后续水驱后依旧有挖潜空间。

图4 是两方案后续水驱结束时的剩余含油饱和度对比。由图4 可以看出，井网调整方案后的平均含油饱和度显著低于井网不调整方案。这是由于注采井网从反九点法改为排状注水，注采井距减小，可以提高驱油效率和波及系数。 不论何种方案，中、低渗层在后续水驱结束后依然有挖潜空间。

图4 后续水驱结束时剩余含油饱和度Fig.4 Diagram of remaining oil saturation at the end of subsequent water flooding

2 聚合物驱后微观剩余油分析

为进一步确定聚合物驱后微观剩余油分布，设计了高低渗双管岩心驱替实验，采用核磁共振手段监测聚合物驱后剩余油在孔隙中的分布规律。核磁共振技术的原理是通过检测岩石多孔介质内流体（油、气、水等）中的氢核在磁场中的共振特性，计算岩石内流体量以及流体与岩石骨架之间的相互作用力。测量T2 谱并根据T2 谱上不同时间对应信号的强弱，可以得到不同类型孔隙中的流体分布数量，进而得到含油、含水饱和度等信息[12]。

2.1 实验设计和方案

2.1.1 实验准备

（1）实验模型：为了模拟非均质油藏开发，设计了高低渗双管岩心驱替实验，2 个岩心直径均为2.5 cm，长度均为10 cm，气测渗透率分别为1 400 mD和250 mD。

（2）实验用水：根据油田实际情况，配制地层水和聚合物溶液及驱替用水组成见表1。

（3）实验用油：去氢氟油，黏度为8.4 mPa·s。

（4）实验用聚合物：AP⁃P4。

2.1.2 实验方案

为了研究聚合物驱后微观剩余油分布情况，设计实验方案：水驱至岩心出口端综合含水率98%+注聚0.25 PV+后续水驱至岩心出口端综合综合含水率98% 结束。驱替速度为0.3 mL/min，驱替过程中利用核磁共振仪器实时测量岩心的T2谱，测量时不中断驱替。

2.2 实验结果及分析

实验得到的高、低渗岩心的T2 谱测试结果见图5。

图5 高、低渗岩心T2谱Fig.5 T2 spectrum of high and low permeabili⁃ty cores

图5 中纵坐标为幅度，反映流体性质的变化。横坐标为T2 弛豫时间，反映岩石孔隙结构的变化。曲线包络面积越大，说明岩芯中含水量越高，剩余油饱和度越低。 弛豫时间越长，对应的孔喉半径越大。

从不同含水阶段分析，水驱后，高渗层比低渗层剩余油饱和度低，且大孔隙动用明显。低渗层大孔隙略有动用。高渗层和低渗层的中小孔隙动用程度低，剩余油主要集中在低渗层大孔隙。

聚合物驱后，高渗层大、中孔隙和低渗层大孔隙的T2 谱幅度降低，这是由于聚合物是大分子，与水相比，相同体积下氢核数目少。聚合物驱阶段，聚合物挤入高渗层大、中孔隙和低渗层大孔隙。

后续水驱后，低渗岩心大孔隙动用非常明显，而高渗层大、中、小孔隙动用均少量变化。说明聚合物可以有效扩大波及体积，提高低渗层采出程度。经过长期注水开发后，低渗层大孔隙的采出程度与高渗层大孔隙采出程度相近，剩余油富集于高渗层小孔隙和低渗层中、小孔隙中。

3 结 论

（1）在非均质油藏中，水驱至高含水阶段时，高渗层驱替作用最强，且大孔隙动用明显。剩余油主要集中在中、低渗层大孔隙，中、低渗层含油饱和度分别在50% 以上及70% 以上，是水驱后提高采收率的主要潜力层段。注聚阶段，聚合物挤入高渗层大、中孔隙和低渗层大孔隙，低渗层含油饱和度与水驱后相比降低14%,剩余油主要集中在中、低渗层大孔隙。后续水驱阶段，中渗层驱替作用最强，中渗层含油饱和度与聚驱后相比降低17.8%。尽管聚合物驱后经过长期水驱，中、低渗层依旧有挖潜空间，剩余油主要分布在中低渗层的中、小孔隙。

（2）水动力学调整方案可以通过调整注采系统方法来改变液流方向，改善增强聚合物驱和后续水驱的驱替效果，尤其是改善低渗层的驱替效果。其中低渗层的变化最大，后续水驱结束后调整方案比不调整方案的平均含油饱和度低7.11%。

（3）聚驱结合水动力学调整不仅可以通过变换流场扩大波及面积，而且可以将聚合物调剖的作用进一步发挥出来。两种方法相辅相成，有效的改善驱替前缘推进不均匀的情况，提高油藏采出程度。在水驱后，由于剩余油主要集中在低渗层大孔隙，可以通过调剖等方法进一步提高低渗层采出程度。在聚合物驱阶段，聚合物挤入高渗层大、中孔隙和低渗层大孔隙，其调剖作用将延续至后续水驱阶段。聚合物驱后，经过长期注水开发，剩余油富集于高渗层小孔隙和低渗层中、小孔隙中，需要通过注入微球、二元复合驱等方法，进一步提高中小孔隙的驱油效率。