强非均质储层精细调整方法研究及应用

范汉中

大庆油田有限责任公司试油试采分公司作业六大队（黑龙江 大庆 163500）

0 引言

聚合物驱油具有良好的流度控制作用和调剖作用，是油田高含水期开发极为有效的驱替技术，可提高采收率10%以上[1-2]。非均质油层剩余油一般在厚油层差部位或者薄差层，聚驱时，一般渗透性较高的储层应注入高相对分子质量聚合物，而渗透率较低的储层则宜采用低相对分子质量聚合物，即储层的渗透率与聚合物相对分子质量选用存在对应关系[3-4]。杏南油田区块采用K80法筛选聚合物[5-6]，近年开发多个非均质性较强的聚驱开发区块，集中表现出区块实际开发效果不及预测水平，低渗透层对K80法选择的聚合物不适应。前人研究成果采用前期高相对分子质量聚合物及后期中高相对分子质量聚合物的组合来适应不同渗透率油层，前期高相对分子质量聚合物调堵高渗透率油层，待全区注入压力达到理想值后，通过改注低分子量聚合物来驱替低渗透率油层和调堵后渗透率有所下降的高渗透率油层[7-12]。尽管该方法能够较好地达到动用不同渗透率油层的目的，但无法解决前期高相对分子质量聚合物不适应低渗透率油层和后期中低相对分子质量聚合物不适应高渗率油层的开发问题，导致聚驱提高采收率效果不理想，研究结果存在一定局限性。

本文以杏南油田为例，采用现场实际区块驱替效果分析及经济性分析的方式，给出根据低渗透层占比划分的最佳开发注聚体系，指导矿场规模化聚驱区块开发实践。

1 非均质储层开发分析

目前，杏南油田选择高分调驱段塞聚合物体系通常采用K80方法（K是指渗透率，80 是指80%的有效厚度），该方法主要依据恒速下的聚驱注入参数与油层性质关系图版，初步选择能够注入该油层的几种聚合物类型，然后对初选的几种聚合物的实际开发效果对比和数模预测结果验证，当类似发育区块注入该类聚合物时提高采收率达到目标值，且数模验证能达到预期效果后，区块就确定注入该类单一聚合物体系。典型K80方法筛选聚合物流程如图1 所示。第二步依据全区K80数值和参数图版确定能够注入的聚合物类型是关键，K80代表了80%有效厚度的油层，其对应能够注入的聚合物类型是后续研究的基础。

图1 K80方法应用流程图

杏南开发区所处的杏树岗背斜构造是大庆长垣上的一个三级构造，共发育萨、葡两套油层，形成于松辽盆地整体快速沉降与持续沉降的转折阶段。聚驱首套开发层系为葡I2-3 层，油层厚度在6～12 m，渗透率200～400 μm2，按照开发次序安排，初期开发区块发育较好，油层相对均质，随着聚驱规模扩大，聚驱开发区块由发育好的区域逐渐向发育差的区域转移，区块油层非均质性逐渐增强，开发效果逐渐变差。

1.1 储层开发效果变差

对近年聚驱开发的8 个区块进行数据统计，结果见表1，从统计结果可看出，开发较早且发育较好的1#～3#区块实际提高采收率均高于预测值，而后续开发的4#～8#区块实际提高采收率达不到预测值，且随着全区K80值的减小，聚合物相对分子质量从2 500万减至1 200万，实际提高采收率值也逐渐降低，与数值模拟预测结果差值越来越大。

表1 不同注聚区块开发效果对比

1.2 储层非均质性增强

近几年来，聚驱开发目的层主要为葡I2～3 油层，发育9 个沉积单元，受沉积环境影响，开发区块平面上发育有所差异。从图2 中可以看出，前期开发的区块（图2（a）），整体发育较好，从能量微相精细解释来看，以渗透率较大的1、2 类河道砂发育为主，渗透率较小的3、4 类河道发育比例极少，平面上相对均质。而近几年开发的区块（图2（b）），整体发育较差，平面上以渗透率较小的3、4 类河道发育为主，但是存在以渗透率较大的1、2类河道砂发育为主的集中区域，平面上非均质性较强。

图2 平面发育差异对比图

为说明不同渗透率油层对聚合物的适应情况，将能够注入聚合物的不同油层划分为适应油层和不适应油层。若全区K80在0.2～0.3 μm2附近，将K80同级别（0.2～0.3 μm2）和高1 个级别（0.3～0.4 μm2）的渗透率油层定义为适应油层，高2 个及以上级别的油层定义为不适应油层。通过对比不同类型区块的渗透率有效厚度比例（图3（a））可看出，前期开发的相对均质区块适应油层的有效厚度比例达到70.4%，说明通过全区K80选择的聚合物能够适应的油层厚度比例较大。而近期开发的强非均质区块渗透率分布相对分散（图3（b），全区K80在0.1～0.2 μm2，适应油层的有效厚度比例仅55.2%，仍有28.0%厚度的油层渗透率远大于K80数值，对通过全区K80选择的聚合物不适应，说明通过全区K80选择的单一聚合物体系对强非均质区块适应性偏低。

图3 不同区块渗透率有效厚度比例分布图

通过分析可知，强非均质区块根据全区K80选择注入单一聚合物体系，虽然保证了全区80%以上有效厚度比例的油层能够注入相应的聚合物，但是因为K80较小，选择的聚合物相对分子质量较低，导致渗透率远高于全区K80的油层与该聚合物体系匹配性相对较差，高渗透率油层调堵不充分，油层开发效果较差。由于强非均质性区块高渗透率油层厚度占比较大，地质储量占全区储量较多，若不能对其进行有效开发，将严重影响区块采收率，这也是上述4#～8#区块实际提高采收率达不到预期的直接原因。

2 平面强非均质区块的注入体系优化

为使聚合物对高渗油层也能够起到扩大波及体积的作用，在地面工艺满足条件的情况下，优选不同渗透率油层适合的聚合物类型，对平面强非均质区块同时注入2种或者3种不同相对分子质量的聚合物，由单一聚合物注入体系转变为多种聚合物注入体系，最大限度满足不同渗透率油层的注聚要求，使高、低渗透率油层均能达到较高的匹配性，从而提高区块开发效果。

2.1 不同渗透率油层的最佳聚合物类型

杏南油田目前常用聚驱注入模式为高分调驱段塞和中分驱替段塞的组合方式，高分调驱段塞常用聚合物有相对分子质量2 500 万、1 900 万、1 200万3 种聚合物，中分驱替段塞仅有700 万抗盐聚合物。因此通过对比高分调驱段塞以上3种聚合物的区块实际开发效果，确定不同渗透率级别油层的最佳匹配聚合物类型，为后续强非均质性油层的注聚优化奠定理论基础。

通过对比聚合物参数图版可以看出，2 500万相对分子质量聚合物能够注入渗透率在0.25 μm2以上的油层，1 900万相对分子质量聚合物能够注入渗透率在0.15 μm2以上的油层，1 200万相对分子质量聚合物能够注入渗透率在0.05 μm2以上的油层，但图版仅能表明聚合物能够注入的最小渗透率范围，不能体现出聚合物与油层的适应性。因此，需要对3种聚合物与不同渗透率范围的油层进行适应性研究，通过对比不同渗透率范围3种聚合物的效果，来确定不同渗透率对应的最佳聚合物类型。

通过对已注聚区块的单井开发效果进行分析（图4），对比高分调驱段塞注入不同类型聚合物的单井在各渗透率区间油层的单位有效厚度累计产油发现：2 500 万相对分子质量聚合物在油层渗透率＞0.3 μm2时单位有效厚度累计产油能达到400 t 以上，对于渗透率＜0.3 μm2的油层，随着渗透率的降低，因聚合物注入困难导致开发效果差，单位有效厚度累计产油逐渐减少，说明2 500 万相对分子质量聚合物注入的最佳油层渗透率在0.3 μm2以上。同理，1 900 万相对分子质量聚合物注入的最佳油层渗透率在0.2～0.3 μm2，1 200 万相对分子质量聚合物注入的最佳油层渗透率在0.1～0.2 μm2。

图4 各类聚合物单井单位有效厚度累计产油量

同时，针对3种相对分子质量聚合物各进行了8组室内岩心试验，分别对不同渗透率级别的岩心进行驱替实验，对比不同级别渗透率岩心注入3种聚合物的提高采收率，由表2知，渗透率＞0.3 μm2、0.2～0.3 μm2、0.1～0.2 μm2的岩心分别在注入2 500万、1 900万、1 200万聚合物时提高采收率最高，基本上能达到13%以上，说明这3种聚合物的最佳匹配油层渗透率为＞0.3 μm2、0.2～0.3 μm2、0.1～0.2 μm2。

表2 不同渗透率级别岩心聚驱提高采收率

综上，根据已注聚区块的单井开发效果和室内试验结果，明确了杏南油田目前常用聚合物体系适用的油层条件，确定了各类聚合物体系适应的最佳油层渗透率范围，对于高分调驱段塞清水稀释体系，1 200 万相对分子质量聚合物适应渗透率在0.2 μm2以下的油层，1 900万相对分子质量聚合物适应渗透率在0.2～0.3 μm2的油层，2 500 万相对分子质量聚合物适应渗透率在0.3 μm2以上的油层。

2.2 强非均质性油层的注聚优化

尽管在高分调驱段塞阶段，对区块所有不同渗透率油层注入其最佳的聚合物类型能够使区块开发效果更好，但是受地面投资高、地面设备工艺限制、设备运行管理难度大等因素制约，在区块实际生产中，不能对任一区块的所有油层都注入最佳聚合物类型，需要研究区块由注入单一聚合物体系到注入多种聚合物体系的界限。

油藏数值模拟是应用达西定律和物质守恒定律建立描述油、气、水渗流规律的数值模型，描述油藏内流体流动问题，并利用计算机技术求解油藏数学模型，模拟地下油水流动，研究油藏开发及动态规律。为了使区块开发效果更好，需要使与聚合物匹配的最佳油层比例越高，通过数值模拟技术研究全区K80数值对应最佳聚合物类型的油层在不同有效厚度比例情况下，注入单一聚合物体系和注入多种聚合物体系的提高采收率和内部收益率对比，确定全区注入多种聚合物体系的界限。

由于全区K80＞0.3 μm2时，区块的最佳聚合物类型为2 500 万相对分子质量聚合物，而渗透率在0.3 μm2以上的油层只能注入2 500万相对分子质量聚合物，不能注入1 200万和1 900万相对分子质量，不具有选择性，因此重点对全区K80＜0.3 μm2时的油层进行数值模拟。

当全区K80在0.1～0.15 μm2时，根据不同渗透率油层的最佳聚合物类型确定全区注入的较小相对分子质量聚合物为1 200 万，而相对分子质量1 200万聚合物适应的渗透率级别为0.1～0.2 μm2，因此只需对渗透率＞0.2 μm2的油层注入相应的最佳聚合物类型即可。高渗透率油层有两种注入方案（表3），一是直接注入相对分子质量1 900万聚合物；二是渗透率在0.2～0.3 μm2和＞0.3 μm2的油层分别注入其最佳的聚合物类型相对分子质量1 900 万和2 500万。

表3 不同方案注入聚合物类型对比

油田开发中通常采用提高采收率和税后内部收益率来评价普通聚合物的聚驱效果，提高采收率即整个聚驱阶段累计增油与地质储量的比值，提高采收率和税后内部收益率越高，说明区块的聚驱效果越好。为了更好地对比不同方案间的聚驱效果差异，将方案一作为对比方案，方案二、方案三的提高采收率和税后内部收益率与方案一的差值作为相应的增加值，增加值越大，说明分质注入效果越好。

通过数值模拟对比3 个方案在0.1～0.2 μm2油层（注入相对分子质量1 200万聚合物的最佳油层）不同有效厚度比例下的提高采收率和税后内部收益率（图5）。从提高采收率曲线看，对于同一发育条件下的区块，注入多种聚合物体系的两个方案提高采收率均高于注入单一聚合物体系的方案一，且随着最佳油层的有效厚度比例逐渐增大，方案二和方案三与方案一的提高采收率差值逐渐减少，有效厚度比例达到50%，3 个方案的提高采收率幅度基本相当。其中，注入多种聚合物体系的方案二和方案三在最佳油层有效厚度比例达到35%时，提高采收率幅度基本相当。从税后内部收益率看（图6），最佳油层的有效厚度比例低于50%时，方案二和方案三的内部收益率均高于方案一，而大于50%时，方案二和方案三随注入聚合物的类型的增多，地面设备以及后续管理等成本的增大，在提高采收率提升不大的情况下3 个方案的内部收益率基本相当，甚至当最佳油层厚度比例大于35%时，方案三的税后内部收益率低于方案二。

图5 不同方案提高采收率对比

图6 不同方案税后内部收益率对比

为直观看出注入多种聚合物与注入单一聚合物的开发效果，将方案二、方案三与方案一的提高采收率增加值和税后内部收益率增加值进行对比（图7）。可以看出，当最佳油层有效厚度比例高于50%时，尽管提高采收率略增加，但因投入成本增加导致税后内部收益率减少，说明投入与产出不对等。

图7 不同方案提高采收率增加值对比

因此，对于全区K80在0.1～0.15 μm2的开发区块，K80对应聚合物的最佳油层有效厚度比例高于50%时，高分调驱段塞阶段注入相对分子质量1 200万聚合物，低于50%时应注入多种聚合物体系，其中有效厚度比例30%～50%时注入相对分子质量1 200 万，1 900 万聚合物；＜30%时，注入相对分子质量1 200万、1 900万、2 500万聚合物。

按照以上方法，分别对K80处于0.15～0.2 μm2、0.2～0.25 μm2和0.25～0.3 μm2的区块进行分质注聚界限研究，确定了不同K80下高分调驱段塞阶段需要注入多种聚合物的油层厚度界限。针对采油厂目前开发油层发育特征和聚合物体系的匹配关系，形成了不同发育油层的注入聚合物类型图版（图8）。

在开发区块确定聚合物类型时，按照不同渗透率油层的最佳聚合物类型确定对应的聚合物相对分子质量后，计算该种聚合物适应油层的有效厚度比例，将K80和最佳油层有效厚度比例落入区块分质注聚界限图版，最终确定该区块的聚合物类型。

3 现场应用

3.1 试验区块发育特征

M 区块位于杏南油田十～十二区，聚合物驱目的层为葡I3油层，纵向上划分为4个沉积单元，主要发育大面积河道砂体，区块平均单井有效厚度9.6 m，其中葡I31和葡I32层为主力油层，有效厚度7.1 m。葡I31和葡I32层平面发育差异较大，平面非均质性较强，存在大渗透率油层集中区域。

区块平均渗透率0.214 μm2，全区K80为0.163 μm2，区块渗透率分布范围较广，渗透率在0.1～0.2 μm2（最佳油层）、0.2～0.3 μm2、＞0.3 μm2油层的有效厚度比例分别为16.8%、27.0%、40.3%。按照0.1＜K80＜0.15 区块对应分质注聚界限图版（图8）判断，区块最佳油层比例小于20%时，应该对区块渗透率在0.1～0.2 μm2，0.2～0.3 μm2和0.3 μm2以上的油层分别注入相对分子质量1 200 万、1 900万和2 500 万聚合物。但驱油方案优选聚合物相对分子质量时采用了传统的依据区块K80方法，最终确定M 区块高分调驱段塞阶段注入相对分子质量1200 万聚合物清配清稀体系，但相对分子质量1200 万聚合物对应的最佳油层渗透率为0.1～0.2 μm2，其有效厚度比例仅16.8%，与区块实际发育情况匹配性较差。

按照传统的区块K80方法选择的聚合物注入6个月后，M 区块的注采变化特征明显异于其他区块（表4），注入压力上升速度缓慢，月上升速度仅0.15 MPa，注入井吸液厚度比例从空白水驱阶段的62.3%上升到了64.7%，仅上升了2.4%，采出井全区含水下降幅度1.2%，受效比例达到43.7%，但采聚浓度远高于其他区块。从区块注采动态变化参数看，注入井剖面改善较差，采出井受效比例和含水降幅明显较高，但采聚浓度有突破趋势，分析判断为相对分子质量聚合物沿着高渗油层快速推进，采出井虽然暂时受效较好，但预测含水会快速回升，长期效果较差，开发矛盾突出。

表4 M区块注聚初期注采变化参数情况

3.2 分质注入方案设计

按照以上强非均质区块平面分质注入的思路，依据区块分质注聚界限图版，对M区块的注入井根据单井平均渗透率分类后进行分质注入，并按照区块常规高分调堵段塞和中低分驱替段塞的组合设计方式，对M区块进行了分质注入的完整段塞组合设计。

1）平面分区。由于区块单井渗透率分布分散，各个区域均有不同渗透率区间的井，受生产实际和管线改造成本的限制，无法做到对所有单井进行分质注入，只能把M区块按照单井平均渗透率的分布区间划分了3 个区域。将单井渗透率大于0.3 μm2的区域划分为A 区，主要位于区块右下方和左中部位，渗透率0.2～0.3 μm2的区域划分为B 区，主要位于区块右下方和左中部位除去A 区的区域，其余区域为C区，主要是渗透率＜0.2 μm2的井。A、B、C区域基础情况见表5。

表5 A、B、C区域基础情况

2）方案设计。按照平面分质注聚界限图版，高分调驱段塞阶段将A、B、C 这3 个区域分别注入相对分子质量2 500 万、1 900 万、1 200 万聚合物，并按照常规高分调堵段塞和中低分驱替段塞的组合方式，通过数值模拟和室内岩心实验，给出A、B、C 这3 个区域的最佳段塞组合方案和效果预测（表6）。

表6 M区块各区域段塞组合大小方案设计结果

通过数值模拟预测开发效果（表7），聚合物用量均在1 200 mg/L·PV 左右，后续水驱至含水98%时，A、B 和C 3 个区域聚驱阶段采出程度分别为14.6%、14.3%和14.5%，提高采收率分别达到了12.2%、12.4%和12.5%。M 区块最终聚驱阶段采出程度14.4%，提高采收率12.4%，比原单一注入体系方案设计提高采收率高3.7%。

表7 M区块各区域方案预测结果

3.3 区块实际开发效果

M 区块按照单一注入体系注入6 个月后，根据分区域分质注入方案设计改注，分质注入后区块调整效果明显（表8），分质注聚后，区块注入压力稳步上升，压力月均上升速度0.33 MPa，分质注入3个月后，注入井吸液剖面得到明显改善，吸液厚度比例由64.7%提升到71.3%，与注聚前相比，上升幅度高达8.8%，采出井在分质注入4个月后含水稳步下降，且采聚浓度稳定在200 mg/L左右，分质注入16个月后，区块进入中低分驱替段塞，含水下降至最低点。

表8 M区块分质注入后注采参数变化情况

目前区块中低分段塞已驱替9 个月，进入含水回升初期，综合含水92.14%，阶段采出程度9.13%，提高采收率达8.37%，开发形势持续向好，根据目前实际开发效果预测，最终阶段采出程度达到14.75%（图9），提高采收率12.74%，比按照单一聚合物体系注入的数模预测最终提高采收率高3.78%。

图9 M区块分质前后归一化数模曲线对比

图9 区块分质注聚界限图版

4 结论

1）强非均质性区块不适合注入单一聚合物体系，注入单一聚合物体系后，受工业化区块注入浓度限制，区块开发效果较差。

2）杏南油田目前常用的清水稀释体系，相对分子质量1 200万聚合物适应渗透率在0.2 μm2以下的油层，相对分子质量1 900 万聚合物适应渗透率在0.2～0.3 μm2的油层，相对分子质量2 500 万聚合物适应渗透率在0.3 μm2以上的油层。

3）根据分质注聚界限图版对强非均质区块实施分质注聚，同时注入两种或者两种以上聚合物体系，能够满足强非均质性区块不同发育特征区域的注聚需求，提高了区块开发效果。

4）强非质区块分质注聚比单一聚合物体系提高采收率高2%以上。