近废弃油藏延长生命周期开发调整技术

张连锋，张伊琳，郭欢欢，李洪生，李俊杰，梁丽梅，李文静，胡书奎

（1.中国石化河南油田分公司勘探开发研究院，河南南阳 473000；2.河南省提高石油采收率重点实验室，河南南阳 473000；3.中国石化经纬有限公司华北测控公司，河南郑州 450000）

20世纪80年代以来，聚合物驱技术在胜利、大庆、克拉玛依、新疆、辽河、河南等油田开展工业化应用。聚合物驱后油藏条件更加复杂，剩余油更趋分散且普遍分布，油藏非均质性更加突出，表现出高采出程度、特高含水的开发特征。针对聚合物驱后油藏进一步提高采收率的难题，国内开展了二次聚合物驱、二元复合驱、三元复合驱、泡沫驱等技术攻关研究。室内实验、数值模拟和矿场试验均表明，聚合物驱后依靠传统的二元复合驱和三元复合驱等化学驱方式提高采收率效果不理想，难以满足进一步大幅度提高采收率的要求。非均相复合驱是近年来发展的一种新型化学驱油田体系，具有更强地扩大波及和提高驱油效率能力，在胜利油田聚合物驱后油藏应用取得了显著的效果，为聚合物驱后油藏大幅度提高采收率提供了技术借鉴[1-3]。

河南油田聚合物驱后油藏储量为5 000×104t，采出程度为47.9%，仍具有进一步提高采收率的物质基础。与胜利油田不同，河南油田聚合物驱后油藏主要为中高渗砂砾岩油藏，面临2 个主要矛盾：一是井网注采流线固定，优势通道发育，未波及剩余油，在现井网下难以动用；二是储层非均质性进一步增强，导致油藏驱替不均衡[4-6]。因此，以双河油田北块Ⅱ4—5 层系为例，采用油藏精细地质建模、数值模拟方法和微观驱替实验方法，研究了聚合物驱后油藏剩余油分布特征。在剩余油研究基础上，通过变流线井网加密调整和非均相复合驱技术的加合增效，可以有效改善聚驱后油藏开发效果，形成了具有河南油田特色的非均相复合驱大幅度提高采收率新技术[7-8]，为近废弃油藏延长生命周期开发提供新方法。

1 油藏概况

双河油田北块Ⅱ4—5层系储层属扇三角洲前缘沉积，研究区沉积微相平面上以水下分流河道和席状砂为主。含油面积为6.04 km2，平均有效厚度为16.3 m，地质储量为894.8×104t。储层物性较好，平均孔隙度为20%，平均渗透率为673×10-3μm2，属于中孔、中高渗储层。平均级差为27.0，平均变异系数为0.76，平面和层内物性差异大，储层非均质性强。岩石润湿性为弱亲水性，油层温度为70.2 ℃，地层水为NaHCO3型，总矿化度为5 996 mg/L，Cl-含量为1 259 mg/L，Ca2+和Mg2+含量共计为21 mg/L，油水黏度比为14.9。

双河油田北块Ⅱ4—5 层系1977年12月投入开发，1998年1月开始扩大聚合物驱，至2002年3月注聚结束转后续水驱。2020年12月采出程度为43.4%，含水为98.5%，进入特高含水开发后期。

2 聚合物驱后剩余油分布特征研究

大量研究表明，聚合物驱后砂砾岩油藏长期注水冲刷后，储层物性、孔隙结构、润湿性及渗流特征等参数一定程度上发生变化[9]，油藏油水关系十分复杂，地下油水分布规律不清，剩余油分布特征的研究为变流线井网加密调整和化学驱方案设计提供了科学的依据[10-15]。

2.1 宏观剩余油分布特征

2.1.1 数值模拟研究方法

1）精细地质模型的建立：地质建模以高精度地层格架和储层岩相模型为基础，以地质统计学为手段，采用随机建模技术，预测了井间储层参数的变化，建立了不同储层参数的三维地质模型。首先进行数据准备，包括井位坐标、补心海拔、地层划分对比数据、钻遇断点数据、测井解释成果等；其次在储层地质认识的基础上，采用主流的地质建模软件petrel 2016，建立双河油田北块Ⅱ4—5 层系精细储层地质模型，横向网格为10 m×10 m，纵向网格为0.5 m。

2）数值模拟模型的建立：地质模型粗化后，采用CMG 数值模拟软件，网格步长为20 m×20 m，垂向网格以单砂体为单元，模型总网格数为228×189×21=904 932 个。相渗及高压物性数据采用实验室实测数据，依据地层小层认识建立平衡区，采用重力与毛管压力平衡初始化系统。

3）历史拟合：首先进行储量拟合，采用容积法计算的地质储量与地质模型计算的地质储量作对比，储量拟合精度为99%，满足开发历史拟合要求。根据油藏概况和开发动态特征，拟合步长一个月，对全区产量、含水以及单井的生产历史进行全过程拟合，使油藏模型能较好地反映地下生产情况，平均单井拟合精度为88%，满足剩余油研究要求。

2.1.2 平面剩余油分布特征

精细描述特高含水后期剩余油分布特征，是井网调整有效控制剩余油潜力提高采收率的基础。由于地质构造因素、储层非均质性、井网控制程度，开发方式等因素影响，平面上剩余油分布不均匀。根据油藏数值模拟结果，从研究区目前剩余油饱和度分布图（图1）上看，平面上大部分区域剩余油饱和度在40%以下。从平面位置上来看，主体区注水井周围0～150 m范围内剩余油饱和度最低，介于25%～＜30%；油井周围以及油井间剩余油饱和度介于30%～50%；剩余油饱和度50%以上的区域主要分布在上倾尖灭区。含油饱和度分级（图2）介于25%～＜30%的剩余油储量为50.8×104t，占总剩余储量的10.4%；含油饱和度分级介于30%～＜40%的剩余油储量为299.1×104t，占总剩余储量的61.0%；含油饱和度分级介于40%～50%的剩余油储量为84.1×104t，占总剩余储量的17.1%；含油饱和度大于50%的剩余油储量为56.7×104t，占总剩余储量的11.6%。尽管主体区剩余油饱和度较低，但主力层主体区储层物性好、厚度大，剩余储量丰度高，在主流线弱势区、分流线、注采井距较大的边部区域及低渗部位剩余油相对富集，统计主力层主体区剩余储量为318.22×104t，占主力层剩余储量的71.8%，是进一步提高采收率的潜力区。

图1 双河油田北块Ⅱ51层剩余油饱和度分布Fig.1 Distribution of remaining oil saturation in layer Ⅱ51 of the northern block in Shuanghe Oilfield

图2 双河油田北块Ⅱ4—5层系不同含油饱和度级别剩余油储量及占总剩余储量比例Fig.2 The remaining reserves of different oil saturation levels and the proportion of the total remaining reserves inⅡ4-5 layer of the northern block in Shuanghe Oilfield

2.1.3 层间剩余油分布特征

双河油田北块Ⅱ4—5层系采出程度层间差异较大，主力层动用程度高于非主力层，主力层剩余储量大于非主力层。层间剩余油主要是由层间干扰引起的，各小层间渗透率或渗流特征的差异是造成层间干扰主要因素。层间非均质性造成的剩余油是由于不同层位的注采不均衡造成的。层内非均质性造成的剩余油在厚度较大的层，由于厚层内沉积非均质性较强，同层局部纵向差异较大，造成层内不同部位的剩余油分布不均匀。

根据数模研究结果（表1），主力层6个（Ⅱ42、Ⅱ43、Ⅱ44、Ⅱ51、Ⅱ52、Ⅱ53），剩余储量为443.22×104t，占总剩余储量的88.77%，主力层间的采出程度差异不大，平均采出程度为44.34%，剩余储量丰度介于（12.20～39.70）×104t/km2；非主力层有5个（Ⅱ41、Ⅱ45、Ⅱ54、Ⅱ55-6、Ⅱ57-8），剩余储量为56.07×104t，占总剩余储量的11.23%，非主力层采出程度差异相对较大，剩余储量丰度普遍较低，介于（2.34～5.67）×104t/km2。主力层剩余储量丰度大，剩余储量多，依然是下一步挖潜的重要层位。

表1 双河油田北块Ⅱ4—5层系分层采出程度及剩余储量Table 1 Recovery degree and remaining reserves inⅡ4-5 series of the northern block in Shuanghe Oilfield

2.2 微观剩余油分布特征及驱替方法

2.2.1 实验材料及步骤

1）实验材料：模拟油为双河油田北块Ⅱ4—5层系脱水脱气原油，在70℃下黏度为12.5 mPa·s；根据双河油田污水配制实验用水，矿化度为5 996 mg/L，为了便于观察，在水中加入生物染色剂甲基蓝试剂；聚合物为ZJ-2，相对分子质量为2 600×104，水解度为23%，表面活性剂为HN-4，活性物含量为50%，黏弹性颗粒（PPG）为I型，粒径介于50～200 μm。

2）研制微观仿真模型：以双河油田北块Ⅱ4—5层系天然岩心铸体薄片为研究对象，经图像处理后形成微观模型图版，通过光刻技术制作形成微观仿真模型，模型尺寸为40 mm×40 mm。

3）实验步骤：第一步，对微观模型抽真空40 min。第二步，先饱和水再饱和油，并采集模型图像。第三步，以0.03 mL/h 的速度进行水驱、聚合物驱、二元复合驱和非均相复合驱，实验以出口端不出油结束。第四步，拍摄整体和局部放大图片，将图像输入图像处理软件，以饱和油图像为基础，通过计算得到不同驱替方式下的采收率，进行数据分析。

2.2.2 微观剩余油分布特征

基于密闭取心井双检11 井的岩心样品，利用荧光扫描后的显微图像对微观剩余油分布模式进行详细观察描述，将微观剩余油按运移能力、产状、位置及成因划分为3 大类8 小类[16]，即自由态包括簇状、粒间吸附状，半束缚态包括角隅状、喉道状、膜状，束缚态包括孔隙沉淀状、颗粒吸附状和狭缝状（图3）。

图3 微观剩余油分类Fig.3 Microscopic residual oil classification

按照微观剩余油成因机理划分，润湿性影响形成的膜状剩余油占38.3%；颗粒表面重质组分吸附形成的颗粒吸附状剩余油占22.4%；大孔喉中央高分子束缚的孔隙沉淀状剩余油占6.8%；毛管力作用，聚合物驱无法启动的角隅状剩余油占13.1%，每一处角隅状剩余油量虽少但分布广；喉道状与狭缝状占3.8%；聚合物沿水驱通道指进导致的绕流形成的簇状剩余油占4.2%；填隙物较多的粒间吸附状剩余油占11.4%（表2）。微观剩余油以半束缚态为主，剩余储量为225×104t，必须依靠扩大波及体积和提高洗油效率的新方法才能有效动用。

表2 双检11井微观剩余油赋存状态分布比例Table 2 Distribution proportion of microscopic remaining oil occurrence state in Shuangjian 11 well 单位：%

2.2.3 微观剩余油驱替方法

双河油田北块Ⅱ4—5 层系以水下分流河道、前缘席状砂微相发育为主，层内夹层、单层内低渗透夹层发育，具有多韵律、多岩性段、多物性段的储层特征。针对微观剩余油分布特征，通过微观驱替实验研究了解决油藏矛盾和进一步提高采收率的技术方法。

研究结果表明：聚合物驱后各类微观剩余油量都比水驱后少，且形态也随时在发生变化。聚合物的黏弹性可以较好地启动自由态的簇状、粒间吸附状剩余油；黏滞力作用驱替半束缚态的角隅状剩余油，但对膜状喉道状驱替效果不理想。二元复合驱微观驱油既有“驱替”和“携带”作用，又有乳化作用和剥离作用，能较好地启动各种形态的微观剩余油。非均相复合驱通过发挥PPG 与聚合物在增加体系黏弹性方面的加合作用，进一步扩大波及体积，同时发挥表面活性剂具有的大幅度降低油-水界面张力的作用，提高洗油效率，更好地启动膜状、粒间吸附状和喉道状剩余油，表明聚合物驱后非均相复合驱可以有效地大幅度提高采收率（表3）。

表3 不同驱油体系微观剩余油驱替实验结果对比Table 3 Comparison of microscopic residual oil displacement experimental results of different oil displacement systems 单位：%

3 变流线井网加密调整设计及优选

双河油田北块Ⅱ4—5 层系经历过7 次井网调整，采用的是不规则面积法井网，井距大，开发时间长。由于聚合物驱后储层非均质性更加严重，注采流线固定，导致注采优势通道发育，窜流严重，开发效果变差。通过聚合物驱后剩余油深化认识和量化表征，确定了井网调整原则：纵向上统筹考虑上下叠合层系井网及现状，充分利用老井进行大幅度液流转向；平面上立足于现有不规则井网，通过油转注、水转油、合理部署新井实现液流转向；新井尽可能部署在剩余油相对富集的区域。最终通过变流线井网加密综合调整[17-19]，实现扩大波及体积，提高储量控制程度，改善开发效果。

3.1 合理井距及井网形式适应性

切取双河油田北块Ⅱ4—5层系实际精细模型中一个非均质机理模型，对井网加密调整的井网、井距及井网形式开展数值模拟研究。纵向上选择Ⅱ44、Ⅱ51小层，每个小层纵向上细分成10 个网格，网格数为58×61×20=70 760，平面网格步长为10 m，在原五点法面积井网基础上设计了不同井网加密方案（表4），运用数值模拟方法对不同模式进行了非均相复合驱效果评价[20-21]。驱替方案设计为：水驱至含水为93%转注0.6 PV（孔隙体积）的聚合物，后续水驱至含水为98%，再注入0.6 PV 的非均相复合驱体系，转后续水驱至含水98%，注采比为1:1，注入速度为0.1 PV/a。

研究表明，采用原井网直接进行非均相复合驱效果最差，最终采收率为48.68%，相对基础方案提高采收率3.49%。井网加密以后，不同井距提高采收率值呈“阶梯状”上升，同一井距时交错井网和正对井网形式相当。最高提高采收率值为正对行列式加密井网（井距120 m×120 m），相对基础方案提高采收率8.68%，其次为交错行列式加密井网（井距120 m×120 m）、正对行列式加密井网（井距240 m×120 m），相对基础方案提高采收率分别为8.01%、7.83%，井距越小提高采收率效果越好。但考虑经济效益，井网加密到120 m时，新钻井数多，钻井投资高，提高采收率幅度变缓，综合含水上升快，并且正对行列式井网表现出水淹严重，容易发生窜流，影响开发效果。因此，推荐交错行列式井网形式，注采井距介于180～240 m，更能够满足聚合物驱后非均相复合驱提高采收率技术要求。

3.2 注采流线转向率

依据双河油田Ⅳ1-3 层系非均相复合驱先导试验区注采流线调整角度研究结果表明：井网调整流线转变角度45°时，正好处于油井间的中间位置，剩余油饱和度相对较高，非均相复合驱波及面积最大，提高采收率效果最好[3]。采用实际油藏参数，建立一注四采（不规则五点法井网）非均质模型，网格数为49×49×3=7 203，网格步长为15 m，进一步开展了注采流线转向率对非均相复合驱的开发效果影响研究。在水驱井网基础上调整流线转向率分别为：25%、50%、75%。驱替方案设计为：水驱至含水为93% 转注0.6 PV 的聚合物，后续水驱至含水为98.5%，再注入0.6 PV的非均相复合驱体系，转后续水驱至含水98.5%，注采比为1∶1，注入速度为0.1 PV/a。

在流线转向率相同的情况下，对比水驱、二次聚合物驱、非均相复合驱不同开发方式的效果，研究表明聚合物驱后非均相复合驱较二次聚合物驱剩余油饱和度进一步降低；不同流线转向率条件下聚合物驱后非均相复合驱开发方式下，提高采收率值随着流线转向率增加而增加（图4）。因此，建议井网调整时尽量满足大角度、高流线转向率为目标。

图4 注采流线转向率对提高采收率影响Fig.4 Influence of injection-production streamline steering rate on enhanced oil recovery

3.3 变流线井网调整方案设计

根据平面和纵向剩余油分布差异，以井网井距适应性及流线转向率为理论依据，为实现大幅度转变流线方向，充分利用返层系井，适当部署新井，进行变流线调整，有效降低化学驱井网投资，提高项目整体经济效益。为保障注采对应率高，储量控制程度高，流线转向率高，统筹规划，按不规则抽稀井网、规则五点法井网、正对行列式井网、不规则加密井网和交错行列式井网等井网模式设计11种调整方案并进行迭代优化。

综合考虑井网工作量和井网指标（表5），优选两套层系交错行列式井网加密方案，部署新井23口（新油井15口、新水井8口）、油井转注19口，新流线转向角度均达到30°以上，流线转向率达80%，双河油田北块Ⅱ4层系控制储量为216.6×104t，Ⅱ5层系控制储量为427.7×104t，Ⅱ4—5层系总控制储量为644.3×104t，储量控制程度达到74%。两套层系叠合厚度大的区域采油井多共用，注入井少共用，共用油井采用分采工艺、共用注入井采用分注工艺，降低层间非均质性，保证两套井网独立运行并节约投资。为保障非均相复合驱开发效果，在研究区总液量一定的条件下，采用数值模拟方法对方案进行开发效果预测。注入主段塞前研发了“ZJ-2+交联剂+PPG”双交联调剖体系抑制复合体系窜流，采用段塞结构及注入参数如下：注入化学剂段塞0.6 PV(前置段塞0.1 PV+主段塞0.4 PV+后置段塞0.1 PV)，注入速度为0.1 PV/a，注采比值为1.0，后续水驱至15 a 末。数值模拟计算优化结果表明：井网调整后水驱増油21.60×104t，分层系变流线井网加密调整提高采收率3.35%；井网调整后非均相复合驱増油70.61×104t，变流线井网加密调整和非均相复合驱技术的加合增效，实现未波及剩余油有效动用，提高采收率10.96%。

表5 不同井网模式工作量及井网指标Table 5 Workload and well pattern index of different well pattern models

4 结论

1）明确了聚合物驱后油藏宏观及微观剩余油分布特征，宏观剩余油平面上注采非主流线、主流线弱势区及注采井距较大的边部区域剩余油饱和度较高，纵向上正韵律顶部剩余油富集，微观剩余油以半束缚态剩余油为主，提出非均相复合驱可以进一步提高聚合物驱后油藏采收率的技术方向。

2）设计了井网调整技术界限方法，确定了最佳井距和井网形式，研究了不同转向率对提高采收率的影响。研究表明：大幅度改变流线方向，将不规则五点法井网变为交错式行列井网，可以实现未波及剩余油有效动用，为井网调整研究提供理论依据。

3）形成了交错式行列井网模式，建立了变流线井网加密调整新技术，部署了高流线转向率、大转向角度加密井网，转向角度大于30°，井网流线转向率达80%，预测可提高采收率10.96%，延长生命周期15 a，为河南油田聚合物驱后储量有效动用提供新技术，对油田可持续高质量开发具有重要意义。