劉文濤 陳旭 孫致學(xué) 汪良毅 李宗陽 王業(yè)飛

1.中國石油新疆油田分公司勘探開發(fā)研究院；2.中海石油（中國）有限公司天津分公司渤海石油研究院；

3.中國石油大學(xué)（華東）石油工程學(xué)院；4.中國石化勝利油田分公司勘探開發(fā)研究院

雖然國內(nèi)外學(xué)者對聚合物驅(qū)已經(jīng)進(jìn)行了詳盡的研究，并且在大慶油田取得了顯著效果，但其主要應(yīng)用于砂巖油藏［1-4］，針對礫巖油藏的應(yīng)用和研究較少，砂巖油藏研究得出的規(guī)律不能直接應(yīng)用于礫巖油藏。礫巖油藏和砂巖油藏的主要區(qū)別于在于孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜，具有較強的非均質(zhì)性，導(dǎo)致其聚合物驅(qū)開發(fā)效果較差。在小井距條件下，聚合物沿優(yōu)勢通道竄流，產(chǎn)聚質(zhì)量濃度上升快，聚竄現(xiàn)象嚴(yán)重，導(dǎo)致礫巖油藏聚合物驅(qū)出現(xiàn)見效較快、有效期短、含水下降幅度小且上升快、采收率低、提前發(fā)生聚竄等問題。因此，針對礫巖油藏問題提出的聚合物驅(qū)調(diào)控方法具有重要意義。

針對礫巖油藏特點，提出了利用注采耦合調(diào)控方法改善聚合物驅(qū)效果的研究思路［5］。注采耦合是1種油水井交替注采模式，是周期注水方式的延伸［6］，采用平面異步注采模式，將各注水井排分成2組，分組交替進(jìn)行注聚與停注，從而達(dá)到拉大井距，變化流線的效果［7-8］。雖然諸多學(xué)者已經(jīng)針對周期注水進(jìn)行了詳盡研究，對注水機理有了比較明確的認(rèn)知［9-10］。周期注水主要應(yīng)用于水驅(qū)中后期來改善開發(fā)效果，其優(yōu)點是可以依靠當(dāng)前注采井網(wǎng)進(jìn)行實施，適用性較強，但是針對聚合物驅(qū)進(jìn)行的研究較少。

筆者基于克拉瑪依油田七東1區(qū)礫巖油藏實際條件，建立油藏實際地質(zhì)模型，研究進(jìn)入聚合物驅(qū)中后期礫巖油藏實施注采耦合的流線變化、油水變化以及提高采收率特征，分析注采耦合改善礫巖油藏聚合物效果，明確礫巖油藏聚合物驅(qū)中后期注采耦合增效作用機理；同時進(jìn)行了聚合物注采耦合參數(shù)優(yōu)化研究，對聚合物驅(qū)中后期實施注采耦合時機以及周期等參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化，建立適應(yīng)礫巖油藏的注采耦合開發(fā)模式，指導(dǎo)現(xiàn)場實際開發(fā)應(yīng)用，從而達(dá)到改善礫巖油藏聚合物驅(qū)中后期開發(fā)效果作用。

1 礫巖油藏聚合物驅(qū)存在問題及解決方案

克拉瑪依油田七東1區(qū)礫巖油藏巖性以含礫粗砂巖、砂礫巖、小礫巖為主［11］。油藏平均孔隙度為17.4%，平均有效滲透率為395.1×10?3μm2，屬于中孔、中滲儲層。該礫巖油藏于1958年開始進(jìn)行開發(fā)，經(jīng)歷產(chǎn)能建設(shè)、擴(kuò)邊調(diào)整、綜合治理、二次開發(fā)4個階段后從2014年進(jìn)行大規(guī)模聚合物驅(qū)工業(yè)應(yīng)用，目前已進(jìn)入中后期含水回返階段［12］。由于該礫巖油藏屬于近物源儲集層，具有相變快、巖性變化快、孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜、非均質(zhì)性強等特點，經(jīng)過多年注水開發(fā)導(dǎo)致優(yōu)勢通道發(fā)育［13-14］。因此聚合物驅(qū)開發(fā)效果變差，過早進(jìn)入含水回返期，提高采收率降低，聚竄現(xiàn)象嚴(yán)重，大量聚合物無效循環(huán)，低滲區(qū)剩余油無法被正常采出，經(jīng)濟(jì)效益變差。

針對目前礫巖油藏聚合物驅(qū)存在問題，提出注采耦合調(diào)控方法。注采耦合采用平面異步注采模式，將注水井排分成2組，分組交替注聚和停注，即輪流進(jìn)行輪次1與輪次2(圖1)。為保證同一周期內(nèi)2種注聚方式注聚量一致，注采耦合半周期內(nèi)單井注入速度設(shè)計為連續(xù)注采時的2倍，根據(jù)此進(jìn)行配產(chǎn)配注設(shè)計(表1、表2)。注采耦合可以在保證注采井網(wǎng)不變的情況下實現(xiàn)拉大井距、同時使流線產(chǎn)生周期性變化，從而提高聚合物驅(qū)中后期采收率。

2 礫巖油藏聚合物驅(qū)數(shù)值模擬

2.1 數(shù)值模型的建立

圖1注采耦合方案部署Fig.1 Deployment scheme of injection-production coupling

表 1注采耦合方案配注設(shè)計表Table 1 Injection allocation design of injectionproduction coupling scheme

表 2注采耦合方案配產(chǎn)設(shè)計表Table 2 Production allocation design of injectionproduction coupling scheme

選取七東1區(qū)礫巖油藏4個井組作為研究試驗區(qū)。根據(jù)目標(biāo)油藏實際地質(zhì)情況，建立2個砂層組，共12個小層單元的地質(zhì)模型。利用得出的地質(zhì)模型建立七東1區(qū)礫巖油藏數(shù)值模型，并根據(jù)目標(biāo)油藏實際開發(fā)動態(tài)數(shù)據(jù)進(jìn)行歷史擬合。擬合結(jié)果如圖2所示，數(shù)值模擬與實際綜合含水率擬合度達(dá)到90%以上，說明該數(shù)值模型能有效保證模擬結(jié)果的可靠性，可以利用該模型進(jìn)行礫巖油藏聚合物驅(qū)研究。

圖2試驗區(qū)全區(qū)含水率擬合Fig.2 Water cut fitting of the whole test area

目標(biāo)試驗區(qū)采用反五點法井網(wǎng)，共4個井組，注采井距125～142 m，油藏原始地層壓力為16.8 MPa，原油黏度為5.8 mPa · s。聚合物驅(qū)設(shè)計注入段塞大小為0.7 PV，聚合物注入速度為0.1 PV/a，聚合物質(zhì)量濃度為1 500 mg/L，聚合物分子量為1 000萬，目前已經(jīng)注入段塞大小為0.3 PV，已經(jīng)進(jìn)入聚合物驅(qū)中后期，針對已經(jīng)出現(xiàn)問題的進(jìn)行注采耦合開發(fā)優(yōu)化研究。

2.2 礫巖油藏聚合物驅(qū)數(shù)值模擬方案

利用建立礫巖油藏數(shù)值模型進(jìn)行連續(xù)注采和注采耦合2種注聚方式開發(fā)效果分析。具體開發(fā)方案：注水至含水率為93%時開始進(jìn)行聚合物驅(qū)，采用連續(xù)注采方式，聚合物注入速度為0.1 PV/a，段塞大小為0.7 PV，聚合物注入質(zhì)量濃度為1 500 mg/L。在注入0.3 PV聚合物時，分別進(jìn)行連續(xù)注采與注采耦合。連續(xù)注采保持注采參數(shù)不變。注采耦合進(jìn)行以180 d為半周期的1號與2號輪次進(jìn)行輪流注入，注采耦合半周期內(nèi)單井注入速度設(shè)計為連續(xù)注采時的2倍，從而進(jìn)行連續(xù)注采和注采耦合2種方式下的流線變化、油水變化、提高采出程度以及油井產(chǎn)聚質(zhì)量濃度的對比，并對其提高聚合物驅(qū)開發(fā)效果進(jìn)行評價以及提高采收率機理進(jìn)行分析。

在礫巖油藏實施注采耦合效果分析的基礎(chǔ)上，應(yīng)用數(shù)值模擬手段對七東1區(qū)礫巖油藏進(jìn)行注采耦合時機、時間比、半周期等參數(shù)優(yōu)化研究［15-18］，從而建立適合七東1區(qū)礫巖油藏注采耦合開發(fā)模式，指導(dǎo)現(xiàn)場實際開發(fā)應(yīng)用。

3 礫巖油藏聚合物驅(qū)數(shù)值模擬結(jié)果分析

3.1 改善礫巖油藏聚合物驅(qū)開發(fā)效果分析

為評價注采耦合調(diào)控方法改善礫巖油藏聚合物驅(qū)效果，進(jìn)行連續(xù)注采和注采耦合2種方式下的開發(fā)效果對比。具體開發(fā)方案：注水至含水率為93%時開始進(jìn)行聚合物驅(qū)，采用連續(xù)注采方式。在注入0.3 PV聚合物時，分別進(jìn)行連續(xù)注采與注采耦合。連續(xù)注采保持注采參數(shù)不變，注采耦合進(jìn)行以180 d為半周期的1號與2號輪次進(jìn)行輪流注入。模擬結(jié)果表明，在進(jìn)行連續(xù)注采時聚合物驅(qū)采收率為46.53%，而進(jìn)行注采耦合時聚合物驅(qū)采收率提高到47.99%，注采耦合提高聚合物驅(qū)采收率1.46%，有效改善礫巖油藏聚合物驅(qū)效果。如圖3所示，根據(jù)不同注聚方式下的含水率對比可以看出，實施注采耦合可以有效控制含水回返趨勢，含水率趨于穩(wěn)定。相對于連續(xù)注采，注聚末期含水率降低6.02%；根據(jù)不同注聚方式下的產(chǎn)聚質(zhì)量濃度對比可以看出，注采耦合通過拉大井距，變化流線從而抑制聚竄。相對于連續(xù)注采，注采耦合注聚末期產(chǎn)聚質(zhì)量濃度降低283.73 mg/L，減少聚合物無效循環(huán)，從而提高聚合物驅(qū)中后期效果。說明注采耦合能有效解決礫巖油藏聚合物驅(qū)有效期短、含水上升快、采收率低等問題。

圖3不同注聚方式下含水率與產(chǎn)聚質(zhì)量濃度曲線對比Fig.3 Comparison of water cut and produced polymer mass concentration curves in different polymer modes

3.2 改善礫巖油藏聚合物驅(qū)效果機理分析

3.2.1 拉大井距改善聚合物驅(qū)效果機理分析

基于七東1區(qū)礫巖油藏建立的聚合物驅(qū)數(shù)值模型，進(jìn)行目標(biāo)油藏井距適應(yīng)性研究，進(jìn)行水驅(qū)時將井距設(shè)置為125 m，注水至含水率為93%時開始連續(xù)注聚，注聚時將井距分別設(shè)置為125 m、150 m、175 m，分析不同井距時連續(xù)注采提高采收率效果。同時通過文獻(xiàn)調(diào)研與參考，以杏76區(qū)葡Ⅰ2-3砂巖油藏不同井距時聚合物驅(qū)效果為例［19］，將杏76區(qū)砂巖油藏與七東1區(qū)礫巖油藏進(jìn)行對比分析。如圖4(a)所示，砂巖油藏注采井距越小，井網(wǎng)控制程度越高，聚合物驅(qū)效果越好，提高采收率效果敏感程度較高。如圖4(b)所示，礫巖油藏注采井距越小，聚合物驅(qū)提高采收率反而降低，提高采收率效果對注采井距敏感程度較低。說明在小井距條件下，聚合物沿優(yōu)勢通道竄流，產(chǎn)聚質(zhì)量濃度上升快，聚竄現(xiàn)象嚴(yán)重，反而導(dǎo)致聚合物驅(qū)效果變差。目前克拉瑪依油田七東1區(qū)油藏注采井距125～142 m，井距過小導(dǎo)致影響聚合物驅(qū)開發(fā)效果變差。

圖4不同井距與聚合物驅(qū)提高采收率關(guān)系Fig.4 Relationship between well spacing and polymer flooding recovery

根據(jù)井距適應(yīng)性分析可知，礫巖油藏非均質(zhì)性較強，優(yōu)勢通道發(fā)育。導(dǎo)致相對于砂巖油藏，井距對礫巖油藏提高采收率影響呈現(xiàn)了相反的趨勢?？死斠烙吞锲邧|1區(qū)油藏目前注采井距125～142 m，注采井距小是聚竄現(xiàn)象嚴(yán)重的主要原因。實施注采耦合，可以在保證注采井網(wǎng)不變的情況下，將井距從125 m拉大到275 m，從而改善礫巖油藏開發(fā)效果。

3.2.2 變化流線改善聚合物驅(qū)效果機理分析

根據(jù)模擬方案設(shè)計，進(jìn)行連續(xù)注采與注采耦合數(shù)值模擬研究。根據(jù)連續(xù)注采結(jié)束時和注采耦合2個輪次結(jié)束時的油水分布以及流線分布情況，進(jìn)行流線變化效果改善聚合物驅(qū)效果機理分析。如圖5所示，對不同注聚方式下流線變化進(jìn)行分析，注采耦合可以使流線進(jìn)行周期性變化，注入聚合物不再按沿原流線推進(jìn)，轉(zhuǎn)變原始流線方向從而產(chǎn)生多條新流線，因此可以增大聚合物驅(qū)控制面積，有效啟動優(yōu)勢通道屏蔽型剩余油，實現(xiàn)礫巖油藏聚合物驅(qū)精準(zhǔn)調(diào)控。

圖5不同注聚方式下流線變化分析Fig.5 Flowline change analysis in different polymer injection modes

3.3 注采耦合參數(shù)優(yōu)化研究

3.3.1 注采耦合時機

確定注采耦合時機需要綜合考慮目標(biāo)油藏實際情況，目標(biāo)油藏聚合物驅(qū)目前已經(jīng)注入0.3 PV聚合物，已經(jīng)進(jìn)入含水回返期，因此在保證聚合物總注入量0.7 PV不變的情況下，分別注聚至注入量為0.3 PV、0.4 PV、0.5 PV、0.6 PV時，從而研究注采耦合時機對改善聚合物驅(qū)效果影響。如圖6所示，注采耦合時機越靠前，注采耦合效果越好，當(dāng)注采耦合時機為0.3 PV時，可以提高聚合物驅(qū)采收率1.46%，因此建議目標(biāo)油藏盡早開始注采耦合。

圖6不同注采耦合時機聚合物驅(qū)采收率增幅對比Fig.6 Increase amplitude of polymer flooding recovery at different moments of injection-production coupling

3.3.2 注采耦合輪次時間比

利用數(shù)值模擬技術(shù)，研究注采耦合輪次1與輪次2之間的時間比對提高聚合物驅(qū)中后期采收率的影響研究，分為對稱型與非對稱型2種。其中對稱型不同輪次進(jìn)行時間相同，非對稱型注采耦合輪次1與輪次2之間的時間比例為1∶3、1∶2、2∶1、3∶1。如圖7所示，注采耦合時間比例為1∶1時的效果最好，注采耦合輪次1與輪次2之間的時間差越大，注采耦合效果越差。因此建議目標(biāo)油藏采用不同注采耦合輪次時間比例為1∶1的對稱型結(jié)構(gòu)。

圖7不同注采耦合輪次時間比聚合物驅(qū)采收率增幅對比Fig.7 Increase amplitude of polymer flooding recovery at different round/time ratios of injection-production coupling

3.3.3 注采耦合半周期

在注采耦合時機為0.3 PV，不同注采耦合輪次時間比例為1∶1的對稱型結(jié)構(gòu)的基礎(chǔ)上，將注采耦合半周期設(shè)為15 d、30 d、60 d、90 d、180 d進(jìn)行研究。如圖8所示，合適的注采耦合半周期對提高聚合物驅(qū)中后期效果十分重要。注采耦合半周期與聚合物驅(qū)采收率增幅呈近似正態(tài)分布，當(dāng)注采耦合半周期為60 d時效果最好，可以提高聚合物驅(qū)采收率1.89%。

圖8不同注采耦合半周期聚合物驅(qū)采收率增幅對比Fig.8 Increase amplitude of polymer flooding recovery at different half periods of injection-production coupling

4 結(jié)論

(1)針對礫巖油藏聚合物驅(qū)存在的問題與矛盾，提出了注采耦合調(diào)控方法。采用平面異步注采模式，將注水井分成2組，分組交替進(jìn)行注聚與停注。注采耦合能夠有效解決礫巖油藏聚合物驅(qū)有效期短、含水上升快、采收率低等問題。

(2)對注采耦合改善聚合物驅(qū)效果機理進(jìn)行分析，注采耦合可以在保證注采井網(wǎng)不變的情況下實現(xiàn)拉大井距，控制聚合物竄流。同時注采耦合可以使流線進(jìn)行周期性變化，轉(zhuǎn)變原始流線方向從而產(chǎn)生多條新流線。因此可以增大聚合物驅(qū)控制面積，有效啟動優(yōu)勢通道屏蔽型剩余油，實現(xiàn)礫巖油藏聚合物驅(qū)精準(zhǔn)調(diào)控。

(3)針對克拉瑪依七東1區(qū)礫巖油藏進(jìn)行了注采耦合參數(shù)優(yōu)化。對于進(jìn)入注聚含水回返期的礫巖油藏應(yīng)盡早開展注采耦合，采用時間比例為1∶1對稱型結(jié)構(gòu)，注采耦合半周期為60 d，可以在注聚量保持不變的情況下，再提高聚合物驅(qū)采收率1.89%，說明注采耦合能有效解決礫巖油藏聚合物驅(qū)有效期短、含水上升快、采收率低等問題。