聚驱后油藏微观剩余油水驱启动方式及优化挖潜 ——以双河油田为例

张小静，段秋红，申乃敏，卢 俊，张连峰

（中国石化河南油田分公司勘探开发研究院，河南郑州 450048）

河南油田目前有聚合物驱（聚驱）后转后续水驱区块22 个，地质储量7 554.65×104t。聚驱后油藏综合含水高、采出程度高，剩余油分布更加零散复杂[1]，如何进一步提高采收率是个普遍难题。近年来，胜利油田针对聚驱后油藏开展非均相复合驱取得了一定效果，但河南油田非均相复合驱技术刚刚起步，所以，今后很长一段时间内，聚驱后的储量开采仍将以水驱开发为主。因此，探索聚驱后剩余油进一步水驱启动方式和机理，是水驱改善聚驱后油藏开发效果的关键。本文利用微观光刻仿真模型，以双河油田聚驱后的重点层系核三段V 油组上层系和Ⅲ油组油藏为例，开展室内驱油实验，研究聚驱后不同形态微观剩余油水驱启动方式和机理，为聚驱后续水驱进一步提高采收率提供重要技术支撑。

1 聚驱后微观剩余油分布特征

利用紫外荧光图像分析技术对双河油田聚驱后的3 口取心井H5-116 井、检8 井、检9 井55 块含油薄片（含油薄片厚度0.03 mm，大小2 cm×2 cm，每个样品采集6～10 个视域点）进行扫描分析，按照不同荧光发光部分的原油发光面积占整个薄片视域的相对百分比，得到不同类型微观剩余油的含油率，将微观剩余油按形态分为三大类八小类[2-3]。结果表明:聚驱后的半束缚态剩余油含量最多，占总剩余油含量的57.4%，其中，膜状最多，其次是角隅/盲端状；束缚态剩余油含量较高，占总剩余油含量的28.2%；自由态剩余油含量相对较少[4-6]，占总剩余油含量的14.4%（表1）。自由态剩余油主要依靠水驱和聚驱进一步动用，半束缚态剩余油主要依靠化学驱降低界面张力、克服毛管力和黏弹性以提高驱油效率，束缚态剩余油在目前经济技术手段下难以动用。

表1 聚驱后微观剩余油定量分析统计

2 聚驱后微观剩余油水驱启动方式和机理

含油薄片紫外荧光扫描观察的是静态微观剩余油形态及含量，而微观剩余油的动态形成过程及水驱对不同形态微观剩余油的驱替效果，一般采用微观光刻仿真模型进行研究。

2.1 实验材料与方法

2.1.1 微观光刻仿真模型

根据聚驱后储层微观孔喉特性，选取检9 井三种典型渗透率（300×10-3，600×10-3，900×10-3μm2）岩心铸体薄片制作实际孔隙-骨架微观可视光刻模型，经过润湿性处理，在油藏条件下（温度80.3 ℃、压力16.9 MPa）开展驱油实验，模型尺寸为40 mm×40 mm，共制作高渗模型（900×10-3μm2）和中渗模型（300×10-3，600×10-3μm2）的“2 口”仿真微观模型各两块和“3 口”仿真微观模型各一块（图1），即总计9 块微观仿真模型。模型的中轴线两端分别打一小孔，作为注入井A 和采出井B、C。

图1 仿真微观模型示意图

2.1.2 材料与设备

实验室微观驱替系统主要由驱替微量泵、体式显微镜、电脑和数据采集软件、微观光刻模型等组成（图2）。其中，德国蔡司变焦体视显微镜选用物镜0.3X、1.0X、1.5X；美国ISCO 泵流速为0.000 01～22.000 00 mL/min；川大西图微观模拟驱替动态图像分析系统软件CIAS-SCU-Q。

图2 微观驱油实验设备

2.1.3 实验步骤

（1）模拟油藏温度和压力（80.3 ℃、16.9 MPa），建立束缚水饱和度，然后以0.005 mL/min 流速水驱油至含水达95%，待压差基本稳定时，结束水驱。

（2）转聚驱0.8 PV，再转后续水驱0.6 PV。

（3）利用不同注水方式进行后续水驱2.0 PV。

（4）拍摄整体和局部放大图像，并进行分析，采用面积法对不同形态剩余油进行量化。

2.1.4 实验方案

开展水驱→聚驱→后续水驱驱油实验，研究聚驱后不同水驱开发方式，即周期注水、改变压力梯度、液流转向对采收率的影响，明确不同类型微观剩余油的启动顺序、方式。具体实验方法如下:

（1）周期注水。采用“2 口”微观模型进行周期注水驱油实验。后续水驱采用交替注采的周期注水方式注入2.0 PV:采油井B 采油，注水井A 停注→注水井A 压力降至原注入压力50%时，注水井A 注水，采油井B 停采→注入压力上升至原注入压力的150%时，采油井B 采油，注水井A 停注；周期重复至后续水驱2.0 PV 结束。记录并计算采收率数据及剩余油分布数据。

（2）改变压力梯度。同样采用“2 口”微观模型进行改变压力梯度水驱油实验。对聚驱后的微观模型，以回压值为地层压力值，通过改变水驱速度（0.005，0.010，0.015 mL/min）获取不同压力梯度值，完成水驱压力梯度变化开发方式实验。记录并计算其采收率数据及剩余油分布数据。

（3）液流转向。采用“3 口”微观模型进行液流转向水驱油实验。对聚驱后的微观模型，将B 口关闭，继续从A 口注水，但从C 口采油，水驱2.0 PV 结束。记录并计算其采收率数据及剩余油分布数据。

2.2 实验结果分析

2.2.1 微观光刻仿真模型与荧光薄片分析对比

微观光刻仿真模型水驱后剩余油呈膜状、孤岛状、簇状等展布类型，与荧光薄片分析微观剩余油展布类型基本吻合。微观光刻仿真模型水驱后聚驱剩余油与静态荧光薄片分析微观剩余油展布类型的对应关系是:膜状-膜状、孤岛状-斑状、簇状-簇状、盲端状-角隅状/盲端状[6]。

2.2.2 结果分析

（1）液流转向。液流转向对渗透率为900×10-3μm2的高渗模型的水驱开发效果最好，可提高采收率2.79%；其次为渗透率为600×10-3μm2的中渗模型，提高采收率为2.23%；渗透率为300×10-3μm2的中渗模型提高采收率幅度最小，为1.75%。可见渗透率越高，微观非均质差异越大，聚驱后其液流转向效果越好（图3）。对于渗透率为600×10-3μm2的中渗模型，液流转向后主要启动盲端状剩余油；对于渗透率为900×10-3μm2的高渗模型，液流转向后注入水进入水驱和聚驱未波及的孔隙将簇状剩余油驱替出来，但由于孔隙半径较大，孔隙中容易形成孤岛状剩余油，造成孤岛状剩余油含量增加，由6.42%上升到9.08%，所以液流转向主要启动“簇状”剩余油（表2）。

图3 液流转向水驱后簇状剩余油动用过程

表2 不同渗透率模型液流转向后微观剩余油含量和提高采收率统计

（2）改变压力梯度。改变压力梯度对中渗模型驱油效果较好（图4），采收率分别提高了2.18%、1.33%，但不同的渗透率模型所动用的微观剩余油形态不同，渗透率为300×10-3μm2的中渗模型主要动用“簇状”剩余油，渗透率为600×10-3μm2的中渗模型主要动用“盲端状”剩余油；渗透率为900×10-3μm2的高渗模型采收率仅提高0.33%（表3）。随着压力梯度的增加，注入水逐步进入非主渗流通道，开始利用孔隙壁面的亲水性，沿管壁渗流剥蚀“簇状”剩余油，并随着注入时间增长，压力梯度增高，更多非主流渗流通道中的“簇状”残余油被波及而驱替出来；同时水驱推动主流线聚驱残液，进一步波及“盲端状”剩余油，将“盲端状”剩余油拖拽出来。改变压力梯度主要启动中渗模型“簇状”剩余油和“盲端状”剩余油，以及少量高渗模型“盲端状”剩余油。

（3）周期注水。不同渗透率微观模型水驱-聚驱-后续水驱采用周期注水开发方式的驱油效果差异不大（表4），表明聚驱后采用周期注水提高采收率效果不明显。

图4 改变压力梯度后非主流渗流通道盲端状剩余油动用过程

表3 不同渗透率模型改变驱替压力梯度后微观剩余油含量和提高采收率统计

表4 不同渗透率模型周期注水后微观剩余油含量和提高采收率统计

3 聚驱后剩余油水驱优化挖潜方法

3.1 井网抽稀实现液流转向

根据聚驱后双河油田核三段V 油组上层系地质特征建立单层典型数值模型，模型孔隙度为19.6%、渗透率为563×10-3μm2、有效厚度为3.0 m，开展井距为300 m 的五点法井网水驱至含水95%→聚驱0.8 PV→后续水驱0.5 PV 的数值模拟，研究井网抽稀前后（井距由原来的300 m 增至420 m）剩余油及流线的分布特征（图5）。结果显示:井网抽稀后采收率由48%提高到52%，抽稀后井网流线重新分布，原压力平衡区（图5 中A 区、B 区）流线由稀少变得密集，含油饱和度由38%下降至36%，说明抽稀井网后剩余油得到了较好动用[7-9]。

3.2 缩小井距增大压力梯度

建立代表核三段V 油组上层系上倾尖灭区地质特征的单层数值模型，模型孔隙度为16.1%、渗透率为250×10-3μm2、地层厚度为1.6 m，针对上倾尖灭区开展缩小井距增大压力梯度提高采收率的研究。结果表明:随着井距缩小、压力梯度不断增大、注入水波及面积逐渐增大，累计产油量增加，采收率提高明显（表5）[10-11]。

4 典型井组现场实施效果

4.1 井网抽稀

针对核三段Ⅴ油组上层系聚驱后水淹严重，主力层主体区高耗水层带发育的特征，通过抽稀井网，同时实施分采分注、液流转向、封堵调控技术[12]。在主力层开展8 个井组井网试验（图6），关停强水淹区油井5 口、优势注水方向水井6 口，抽稀后井距由290 m 增至540 m，液流转向率达到53%，实施后，井组日产液由832 m3下降到498 m3，日产油由 14.20 t 上升到 16.50 t，累计降低无效产液2.60×104t，降低无效注水1.9×104m3。

图5 抽稀前后井网、注水流线及剩余油展布特征

表5 缩小井距增大压力梯度提高采收率数据统计

图6 井网抽稀前后井网展布

4.2 缩小井距

针对核三段Ⅲ油组聚驱后动用较差的中渗油层及非主流线区剩余油，利用过路井补孔缩小井距提高压力梯度，进一步动用压力平衡区内的剩余油。采油井T314 井距离注聚井T308 井362 m，因物性较差，井距较远，注聚难以受效，地层能量低，日产液1.0 m3，日产油0.80 t，含水16%。通过动静态分析后，对距离注聚井T308 井280 m 处的T426 井补孔生产，井距缩小82 m，措施后T426 井日产液78.0 m3，日产油5.00 t，含水92.5%，增油效果显著（图7）。

图7 T426 井区井位展布和开采曲线

井网抽稀液流转向和缩小井距提高驱替压力技术在双河油田核三段Ⅴ油组上层系和Ⅲ油组油藏应用，研究区自然递减大幅减缓，由16.53%减缓至7.07%，降幅达9.46%，降低无效产液201.3×104m3，降低无效注水176.4×104m3，阶段增油3.62×104t，预计提高采收率1.45%。

5 结论

（1）室内研究表明，聚驱后水驱仍能进一步提高采收率，但提高幅度有限。实验结果表明，聚驱后提高微观剩余油水驱效果的工艺技术，按采收率提高效果排序为:液流转向＞增大驱替压力梯度＞周期注水。

（2）聚驱后进一步水驱启动的主要是簇状和盲端状剩余油。对于水驱和聚驱未波及的簇状剩余油，可以通过液流转向进一步动用；对于中渗油层，可通过增大驱替压力梯度，提高簇状和盲端状剩余油的动用效果。