大庆长垣北部一类油层聚驱后化学驱变流线方式的井网优化

焦天宇

（中国石油大庆油田有限责任公司提高采收率项目部，黑龙江 大庆 163002）

0 引 言

大庆长垣油田一类油层首次化学驱已经基本结束，其中聚驱后地质储量约为7×108t，整体采出程度约57%，绝对剩余地质储量约为3×108t，资源体量巨大，亟需形成聚驱后高效提高采收率方法，为此开展聚驱后化学驱变流线方式的井网优化研究。

目前，国内外在聚驱后提高采收率技术研究方面，分别进行了原井网原流线现场试验及变流线井网优化调整理论研究［1-2］。在聚驱后原流线二次化学驱研究方面，先后试验了泡沫复合驱、微生物采油、热力采油和常规化学驱等聚驱后技术，但受原流线部位剩余油饱和度低、优势渗流发育等影响，现场试验过程中化学剂低效无效循环严重，且提高采收率幅度均在2 百分点以内，未能实现聚驱后进一步提高采收率的目的；在聚驱后变流线井网优化调整研究方面，先后进行了聚驱后井网调整［3］、流线变化方式［4］等方面研究，但都仅限于理论分析，现场应用是否可行还未进行验证。

针对以上问题，开展了聚驱后化学驱变流线模式优化及现场实际应用效果评价的系统研究。通过聚驱后数据整理、理论分析、物理模拟、现场验证等全过程、系统化论证，评价优选出了聚驱后最佳的变流线井网调整模式，可为一类油层聚驱后提高采收率技术进一步研究提供方法，同时也可为一类油层聚驱后工业化高效开发提供技术方向。

1 一类油层化学驱后储量构成及分布

大庆长垣油田一类油层总地质储量为9.47×108t，化学驱后总储量为8.67×108t，其中聚驱后储量为7.36×108t，主要分布在长垣中、北部地区（表1）。

表1 长垣油田一类油层三次采油开发现状及剩余潜力Table 1 Development situation and remaining potential of tertiary recovery of Class I reservoirs in Placanticline oilfield

2 应用原井网原流线的聚驱后化学驱开发现状

大庆油田针对一类油层聚驱后利用原井网共开展8 项现场试验［5-8］，从试验区的分布范围看，主要分布在长垣中、北部的萨南、萨中、萨北开发区及喇嘛甸油田，从不同体系开发效果看，无论聚表剂驱、蒸汽吞吐、微生物调驱、复合驱，还是聚合物驱整体开发效果均较差，提高采收率幅度最大值仅为2.40 百分点（表2）。

表2 聚驱后原井网化学驱现场试验基本情况Table 2 Basic situation of chemical flooding field tests of original well patterns after polymer flooding

针对不同开发区、不同体系在原井网条件下开展的聚驱后现场试验效果均不理想的现状进行了深入的分析，主要原因是经过一次聚合物驱后，在平面分布上原井网原流线处剩余油饱和度相对较低；同时原井网原流线经过后续水驱长期冲刷，井间、层间优势渗流通道区域不断扩大，平面、层间矛盾进一步加剧，聚合物溶液低效无效循环严重，因此不利于二次化学驱进一步扩大波及体积和提高驱油效率［9-11］。

以长垣北部北二区西部聚驱开发区为例，聚驱后主流处剩余油饱和度相对较低、优势渗流通道发育。取心井资料表明，一类油层聚驱后主流线处含油饱和度较分流线处含油饱和度低4.4 百分点；水淹解释资料表明，一类油层聚合物驱后主流线处含油饱和度较分流线处低4.6 百分点（表3）。优势渗流通道跟踪结果表明，停注聚10 a 后优势渗流通道层数比例增加到27.7%，吸液量比例达60%以上［12-13］，由于原井网原流线含油饱和度低且局部存在优势渗流通道，再次化学驱低效、无效循环严重，原井网二次化学驱未见效。

表3 主流线与分流线含油饱和度Table 3 Oil saturation of main streamlines and diversion streamlines

3 流线转变方式确定

为研究不同流线转变方式对开发效果的影响，通过引入流线饱和度数学模型，求解流线油水饱和度方程，分析注采井间流线剩余油分布特征，优化变流线井网调整方式，进而实现聚驱后有效提高采收率的目的。

首先利用达西定律及流线饱和度基本方程［14-16］，沿流动方向求解饱和度，得出注采井间流线上任意点的含油饱和度方程，即：

式中：Sw——含水饱和度，%；

fw——含水率，%；

t——时间步长，月；

τ——质点时间，a；

ϕ——油层孔隙度，%；

Gw——水的质量流量，kg/s；

qw——水的源汇项，kg/（m2·s）；

Qw——水的体积流量，m3/s；

n——时间变量，月；

Swe——任一点含水饱和度；

下标e代表任一点。

根据式（2）利用迭代原理，可以看出注采井间不同位置、不同时刻含水饱和度变化的主控因素为过流量，而过流量的主控因素为压差，进而可以得出随着驱替时间的延长越靠近注采井间连线上，含水饱和度越高、含油饱和度越低，越远离注采井间连线部位含水饱和度越低、含油饱和度越高，因此聚驱后化学驱新流线的建立应避开高压差、高流量部位，最大程度覆盖低压差、低流量部位，根据势叠加原理，理论上均质油层同井别连线交点处存在滞留区，渗流速度趋近于零，即原井网原流线旋转45°处剩余油饱和度最高。

4 流线转变方式设计

根据分析，按照最大程度挖掘滞留区剩余油的思路，设计聚驱后变流线井网优化方式，在原井网原流线基础上旋转一次45°加密布井或重构加密（图1、图2），即原聚驱井网以注（采）井为中心旋转45°新布油井或老井重构，原聚驱井网油井全部转注，形成新的挖掘分流线处剩余油的五点法面积井网，新布采出井均位于原聚驱井网分流线处。通过计算看出旋转一次加密布井井数增加倍数小于1，假设某区块为油井收边的五点法面积井网，其中开发油、水井数分别为Xo、Xw，排数分别为Vo、Vw，区块总井数=XoVo+XwVw，旋转一次增加井数为(Xo- 1)Vo+(Xw+ 1)Vw，井数增加倍数为1 -(Vo-Vw)/总井数，小于1 倍，经济效益较好。

图1 原聚驱井网示意Fig.1 Schematic diagram of original polymer flooding well pattern

图2 旋转一次45°加密井网示意Fig.2 Schematic diagram of infill well pattern with once 45°rotation

5 流线转变方式物理模拟

为了验证理论分析的正确性，利用三维大型物理模型进行了聚合物驱油实验，研究了一类油层聚驱后原井网原流线与原井网旋转45°加密布井变流线效果差异。

5.1 物理模型及饱和度测定原理

物理模型为石英砂与环氧树脂胶结模型，注入井和采出井的分布见图1，实验模拟五点法面积井网的一个完整井组的流线演变过程。在模型的中心位置设置1 口注入井，在模型4 个角的位置各设置1 口采出井，模拟原井网原流线；在模型的4 个边线中间位置各设置1 口采出井，与原注入井组合为新的五点法面积井网，模拟原井网旋转45°变流线。注入系统包括1 台注水泵和8 台自动收集器。测压数据采集系统由压力传感器、传感显示器和标准数字压力计组成，用于监测实验过程中的注入端压力变化。利用模型上分布的49 对微电极（图3）测定各点对应的电阻率。由电阻率与含油饱和度关系曲线插值求得该点对应的含油饱和度，进而确定模型中油水分布及研究聚驱后不同流线方式的驱油效率与波及系数变化情况。

实验采用的三维非均质物理模型是由三层长和宽均为80 cm、厚为1.35 cm 的砂岩胶结压制而成，岩石与油水的润湿性表现为弱亲油，模拟正韵律沉积地层，物性参数见表4。

表4 三维非均质物理模型物性参数Table 4 Property parameters of 3D heterogeneous physical model

在每层模型中每行每列各分布7 对电极，共有147 对电极检测点。模型平均孔隙度为23.90%，原始含油饱和度平均为73.11%。

5.2 实验方法

在实验温度下，首先用矿化度为326 mg/L 清水驱替至含水率为98%，然后注入0.60 PV 超高相对分子质量聚合物段塞，再后续水驱至含水率为98%。在此基础上分别进行了聚驱后原井网原流线高质量浓度超高相对分子质量整体段塞驱、原井网旋转45°重构流线高浓度超高相对分子质量整体段塞驱等2 种不同流线方式的对比实验，具体方案：（1）原井网原流线整体段塞驱，利用原聚驱井网，转注质量浓度为2 500 mg/L 的超高相对分子质量聚合物溶液0.70 PV，后续水驱至结束；（2）旋转45°重构流线整体段塞驱，利用新加密井网实现变流线，转注质量浓度为2 500 mg/L 的超高相对分子质量聚合物溶液0.70 PV，后续水驱至结束。

5.3 实验结果与分析

由聚驱后不同流线开发方式的实验结果（表5）可以看出，原井网原流线提高采收率仅为2.86百分点，旋转45°加密变流线提高采收率达10.71百分点。从聚驱后注入压力变化可以看出，2 种流线方式下均能够正常注入，原井网原流线注入压力为0.97 MPa，旋转45°加密变流线后注入压力为2.42 MPa。

表5 聚合物驱后不同流线方式的采收率提高幅度Table 5 Incremental recovery of different streamline modes after polymer flooding

由聚驱后采收率提高幅度可以看出，旋转45°加密变流线提高采收率幅度最大，较原井网原流线多提高7.85 百分点。其原因是：原井网原流线聚驱后优势渗透通道发育，聚合物低效无效循环严重，室内实验表现为注入压力较低，提高采收幅度小；原井网旋转45°加密变流线后优势渗流通道作用减弱，地下压力场重新分布，室内实验表现为注入压力较高，提高采收率幅度大。

6 现场应用

试验区位于大庆油田长垣北部萨北开发区A区块，该区块共发育萨尔图、葡萄花、高台子3 套层系，经历了基础、一次、二次加密调整、葡Ⅰ组聚驱等所有开发调整阶段，具有较好的代表性。A区块首次注聚历时8 a（2001—2008年），目的层葡Ⅰ组油层，采用五点法面积井网，注采井距250 m，含水率最大降幅8.4 百分点，聚合物用量为860 mg/L·PV，聚驱阶段采出程度19.2%，阶段提高采收率15.8 百分点，二次化学驱前采出程度为58.7%。

按照原井网原流线旋转45°加密布井变流线重构井网模式，在A 区块首次聚驱井网基础上，利用二次加密井井网进行重构，形成新的注采井距175 m 的五点法面积井网，试验区含油面积为0.56 km2，共有油水井25 口，其中9 口注入井，16口采油井，射开砂岩厚度为12.8 m，有效厚度为8.7 m，渗透率为0.688 μm2。

二次化学驱见到了较好的效果。一是见到了较好的增油降水效果，最低点含水率达到90.3%，与试验前相比下降了6.0 百分点，日增油11 t（图4）；二是含水率低值期持续时间长，提高采收率幅度高，注入聚合物0.15 PV 后，含水率出现缓慢下降趋势，注入聚合物0.38 PV 后含水率开始大幅下降，0.78 PV 后开始回升，低值期持续0.40 PV，且含水率变化曲线整体呈现U 字形，化学驱特征明显，二次化学驱提高采收率8.3 百分点（A 区块地质储量66.33×104t，累计增油5.50×104t），最终采出程度68.9%；三是采出井投产初期含水级别低，二次化学驱开发物质基础好，新五点法面积井网采出井均位于原聚驱井网分流线处，滞留区处剩余油富集，投产初期综合含水率为96.2%，较原井网采出井含水级别低2.0 百分点；四是注入井压力稳步上升，吸液剖面得到有效改善，低效无效循环得到有效控制［17-21］，试验区最高注入压力12.1 MPa（图4），较注聚前压力上升了4.3 MPa，吸液厚度比例达到92.4%，较试验前提高了28.8 百分点，较一次注聚高峰期提高了10.6 百分点（图5）。

图4 长垣北部萨北开发A区块含水率与注入压力Fig.4 Water cut and injection pressure of Sabei development block A in north Placanticline

图5 长垣北部萨北开发A区块不同聚驱阶段吸液厚度比例Fig.5 Liquid absorption thickness proportion in different polymer flooding stages of Sabei development block A in north Placanticline

7 结 论

（1）聚驱后原井网原流线化学驱效果差。大庆长垣北部一类油层聚驱后原井网原流线优势渗流通道发育且剩余油饱和度相对较低，再次化学驱低效、无效循环严重，无法实现进一步波及剩余油富集区域进而提高采收的目的。

（2）理论分析及物模实验表明，原井网旋转45°加密或重构的流线转变方式可实现聚驱后进一步提高采收的目的。通过流线饱和度方程分析推导出，聚驱后原井网原流线旋转45°处剩余油饱和度相对较高，物模实验表明流线改变后，注入压力升幅变大，优势渗流通道作用减弱，进一步扩大波及体积能力增强，室内提高采收率达10.71 百分点。

（3）长垣北部聚驱后现场试验结果表明，原井网旋转45°重构流线的转变方式可实现聚驱后提高采收率8.3 百分点。现场应用见到了较好的增油降水效果，最低点含水率达到90.3%，与试验前相比下降了6.0 百分点，日增油11 t，吸液厚度比例增加到92.4%，较试验前提高了28.8 百分点，较一次注聚高峰期提高10.6 百分点。