不同韻律儲層下聚合物驅對剩余油分布的影響
——以渤海G油田反九點面積注采井網為例

王欣然，劉 斌，周鳳軍，宋洪亮，徐豪飛

（1.中海石油（中國）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津300459；2.廣東石油化工學院石油工程學院，廣東茂名525000）

剩余油挖潛是海上油田開發的重點研究工作，受開發投資、平臺壽命的限制，海上油田的開采年限普遍低于同等儲量規模的陸上油田［1］，因此在開發前期實現高產和穩產至關重要。由于海上油田普遍采用大井距多層合采，儲層韻律及其非均質性會造成嚴重的層間干擾，導致油田開發初期含水率上升較快［2-5］，通過調剖、卡堵水、分層調配等措施能夠一定程度上緩解縱向驅替不均衡的問題［6-8］，但措施有效期較短，提高油田采收率作用有限。在中含水期開展早期聚合物驅，能夠從平面和縱向上總體擴大波及體積和提高驅油效率，從而改善油田初期開發效果［9-13］，以獲得較高的采油速度。渤海G油田通過實施早期聚合物驅，取得了較好的控水增油效果，但聚合物驅后儲層水淹規律和剩余油分布變得更為復雜。由于海上油田聚合物驅礦場應用較少，前人主要研究了水驅條件下，儲層韻律性對剩余油分布的影響［14-16］，而對聚合物驅條件下剩余油分布研究較少，且研究方法多以數值模擬和一維單向室內驅替實驗為主［17-19］；且相比于陸上油田普遍進入高含水期后實施聚合物驅，海上油田早期聚合物驅條件下剩余油研究可參考實例較少。為此，筆者根據渤海G油田油藏屬性，開展三維非均質模型驅油實驗，研究反九點井網開發模式下，儲層韻律性對水驅和聚合物驅剩余油分布的影響，以指導油田調整及挖潛研究工作。

1 油田概況

渤海G油田為受遼西1號斷層控制的半背斜構造，整體北西高南東低，主要為湖相三角洲前緣沉積，正韻律、反韻律及復合韻律儲層均有分布，總體上具有中、高孔隙度和滲透率的物性特征，橫向上分布穩定，但非均質性較強，滲透率級差約為3.2～4.6，埋深為1 700 m處的溫度約為65℃，地飽壓差為1.8～3.1 MPa，地層水屬于NaHCO3型，總礦化度為3 320～5 200 mg/L，地下原油黏度為10.0～26.0 mPa·s。該油田采用反九點面積注采井網開發，投產初期采用注水開發，進入中含水期后，開發方式由水驅轉為聚合物驅，目前已進入高含水期挖潛調整階段。

2 實驗器材與方法

2.1 實驗器材

實驗裝置由恒溫箱、巖心夾持器、Teledyne Isco高壓高精度柱塞泵、壓力傳感器、六通閥、手搖泵、中間容器和油水分離器等組成。

驅替模型為三維非均質模型（圖1），參照渤海G油田儲層物性（表1），規格為30.0 cm×30.0 cm×6.0 cm，并在模型中均勻插入若干微電極。

圖1 實驗裝置及流程Fig.1 Experimental devices and processes

表1 三維非均質模型基礎參數Table1 Basic data of three-dimension heterogeneous model

實驗用油是真空泵油與煤油按體積比為2∶1配制，實驗溫度65℃條件下黏度為18.0 mPa·s，與渤海G油田地下原油黏度接近。

實驗驅替用水根據渤海G油田實際注入水離子成分復配而成，總礦化度為3 900 mg/L。

實驗用聚合物為渤海G油田實際生產使用聚合物，聚合物溶液質量濃度為1 500 mg/L。

2.2 實驗方案

方案1 正韻律模型水驅至含水率為98%。方案2 反韻律模型水驅至含水率為98%。

方案3 復合韻律模型水驅至含水率為98%。

方案4 正韻律模型水驅至含水率為60%，實施聚合物驅，注入聚合物溶液0.3 PV后水驅至含水率為98%。

方案5 反韻律模型水驅至含水率為60%，實施聚合物驅，注入聚合物溶液0.3 PV后水驅至含水率為98%。

方案6 復合韻律模型水驅至含水率為60%，實施聚合物驅，注入聚合物溶液0.3 PV后水驅至含水率為98%。

2.3 實驗步驟

實驗步驟包括：①按模型設計要求充填三維非均質模型。②模型抽真空飽和水，記錄累積吸入水量，即巖心孔隙體積，65℃下恒溫4 h以上。③飽和油至束縛水飽和度，記錄累積排出水量，計算平均殘余油飽和度，老化24 h。④注水井以恒定速度進行水驅、聚合物驅，記錄驅替過程中的壓力變化、累積產油量及產水量，出口端含水率達到98%時停止驅替，重復步驟②—④，至所有實驗方案全部完成。

3 實驗結果與分析

3.1 正韻律儲層剩余油分布

從正韻律模型水驅結束后剩余油分布（圖2a）可以看出，受重力分異與滲透率級差共同作用，正韻律儲層底部水淹嚴重，縱向上低滲透層和中滲透層存在大量的殘余油，尤其頂部低滲透層動用程度較低。平面上剩余油主要分布在與注入井對應最遠的角井附近，邊井附近剩余油富集程度低于角井，其原因為角井與注入井的注采距離大于邊井，且對井組單元的產量貢獻也小于邊井，故注入水對邊井的波及程度大于角井。

圖2 正韻律模型不同開發方式含油飽和度對比Fig.2 Comparison of oil saturation under different development methods of finning-upward sequence model

模型水驅進入高含水期后，即含水率超過60%開始進行早期聚合物驅，由驅替結束后剩余油分布（圖2b）可以看出，聚合物優先進入水竄現象較為嚴重的高滲透層，而高滲透層中的剪切速率較小，聚合物溶液表現為高黏度的特征，增加高滲透率通道的滲流阻力，迫使聚合物溶液進入到原來相對吸水較差的中、低滲透層，從而削弱了縱向上重力分異作用，使正韻律模型縱向上驅替更加均勻；另一方面由于聚合物在高滲透層的孔隙喉道滲流過程中出現剪切增稠的現象［20］，在剪切力和拉伸力的共同作用下，會有更多的剩余油在與聚合物的接觸下發生流動，從而提高微觀驅油效率，使儲層的剩余油飽和度降低。

基于上述研究，認為高滲透層以提高驅油效率為主，中、低滲透層擴大波及體積和提高驅油效率的效果均較明顯，尤其是低滲透層。剩余油主要富集在反九點面積井網儲層頂部低滲透層的邊、角井區域，對正韻律儲層挖潛，可考慮在反九點面積井網邊、角井之間靠近角井區域部署水平井調整井，從而有效挖潛儲層頂部剩余油。

3.2 反韻律儲層剩余油分布

從反韻律模型水驅結束后剩余油分布（圖3a）可以看出，層間的剩余油差異程度明顯小于正韻律模型，而反韻律與正韻律模型的平均滲透率以及滲透率級差均一致，這說明驅油效果差異主要是重力分異作用不同引起的，重力分異是由水平滲流速度及垂直滲流速度相對差異引起的，由達西公式得到，水驅油時水平方向滲流速度為：

在水、油重力差作用下的垂直滲流速度為：

若水平方向滲透率與垂直方向滲透率相同，（2）式兩端分別除以（1）式兩端得：

當垂直方向滲透率與水平方向滲透率相同時，則為垂直滲流速度與水平滲流速度的比值，可以看出，重力準數越大，重力分異作用越強。反韻律模型自上而下垂直方向滲透率逐漸減小。與平均滲透率相同的正韻律模型相比，其垂直方向滲流阻力逐漸增加，垂直方向滲流速度小于正韻律模型，因此其重力準數較小，重力分異作用較弱，采油井見水時油水前緣轉折點推進的距離更長，使模型縱向驅替程度更加均勻。受注采對應關系影響，反九點面積井網剩余油富集在靠近角井區域。

圖3 反韻律模型不同開發方式含油飽和度對比Fig.3 Comparison of oil saturation under different development methods of coarsening-upward sequence model

當反韻律模型開發方式轉變為早期聚合物驅時，從驅替結束后剩余油分布（圖3b）可以看出，一方面由于聚合物能夠改善吸水剖面，與重力分異作用產生協同效應，使頂部高滲透層的剩余油飽和度大幅減少，同時也能加強中、低滲透層的驅替程度；另一方面，反韻律模型聚合物驅時，由于在縱向驅替更加均勻，接近于活塞式驅油，故驅替相的整體滲流速度低于正韻律模型，黏彈效應減弱，從而減少了聚合物分子在儲層中的滯留［21］，提高聚合物溶液的有效利用率，尤其在高滲透層表現得更為明顯。驅替結束后，中、高滲透層僅在角井附近剩余油富集，整體聚合物驅效果優于正韻律模型。

對于反韻律模型，由于重力分異起到正向作用，無論水驅還是聚合物驅，縱向上驅替程度均更加均勻。剩余油主要富集在反九點面積井網的角井區域附近，可在角井附近非主流線區域部署定向調整井來挖潛剩余油。

3.3 復合韻律儲層剩余油分布

從復合韻律模型水驅結束后剩余油分布（圖4a）可看出，對于組成復合韻律的正韻律或反韻律儲層來說，其剩余油分布特征與單一正韻律或單一反韻律相似。其中反韻律部分的滲透率級差大于單一反韻律模型，具有更強的非均質性，故低滲透層的水驅效果略差于單一反韻律模型；正韻律部分的滲透率級差小于單一正韻律模型，非均質性程度較低，因此底部中滲透層的驅替效果略好于單一正韻律模型。

開發方式轉變為早期注聚合物驅，剩余油分布（圖4b）中聚合物驅以改善頂、底部的高、中滲透層的驅油效果為主，而低滲透層同時受反韻律提高驅油效率和正韻律部分提高波及體積的疊加效應，為剩余油富集的主要層位，但其驅替程度高于單一韻律儲層。聚合物驅結束后，復合韻律儲層剩余油主要富集在各層角井附近，因此其挖潛策略與反韻律儲層類似，應以在角井附近非主流線區域部署定向調整井為主。

3.4 驅替動態特征分析

圖4 復合韻律模型不同開發方式含油飽和度對比Fig.4 Comparison of oil saturation under different development methods of superposition sequence model

圖5 不同驅替方式注入量與采油速度的關系Fig.5 Relationship between pore volume and recovery rate

從水驅時注入量和采油速度關系（圖5a）可以看出，由于各模型的驅替速度相同，因此注入量的大小可以等效為驅替時間的長短，反韻律模型穩產時間最長，復合韻律模型次之，正韻律模型穩產時間最短。不同韻律模型見水后，采油速度均呈大幅下降，當注入量超過0.6 PV時，采油速度均下降至初期采油速度的20%以下。

通過實施早期聚合物驅，采油速度開始回升（圖5b），正韻律模型水驅情況下最先達到中含水期，因此實施聚合物驅時間最早，同時由于其剩余油富集程度較高，故聚合物驅后提高采油速度效果最為明顯，注入量達到0.6 PV時，采油速速度相比水驅平均提高了3.4倍；復合韻律模型縱向上驅替最均勻，故聚合物驅后未出現采油速度明顯上升的現象，而是表現為抑制了采油速度下降趨勢，注入量達到0.6 PV時，采油速度相比水驅平均提高了2.1倍；反韻律模型水驅階段穩產時間最長，因此實施聚合物驅的時間最晚，但聚合物驅后采油速度回升趨勢較明顯，在相同的注入量下，采油速度相比水驅平均提高了2.3倍。由此說明對于不同的韻律性，早期聚合物驅對于開發前期采油速度均有較為明顯的效果。

從水驅時采出程度與含水率關系（圖6a）可以看出，正韻律模型無水采油期最短，采收率最低為34.5%；反韻律模型的無水采油期最長，采收率最高為48.3%；復合韻律模型采收率介于正韻律與反韻律模型之間，為45.7%。當開發階段達到高含水率階段末期，即含水率達到80%時，正韻律模型采出程度為28.2%，反韻律模型采出程度為44.1%，復合韻律模型采出程度為37.2%。

從聚合物驅時采出程度與含水率關系（圖6b）可以看出，水驅轉為聚合物驅后，不同韻律儲層模型均出現了含水率下降漏斗或抑制含水率上升趨勢。相比于水驅條件下，正韻律儲層模型由于水驅程度較低，因此聚合物驅后提高采收率達22.2%，而反韻律和復合韻律模型因水驅程度較高，采收率分別提高了18.5%和18.1%，提高程度低于正韻律模型。對比高含水率階段末期的采出程度，聚合物驅含水率達到80%時，正韻律模型采出程度為50.1%，反韻律模型采出程度為61.7%，復合韻律模型采出程度為53.0%，分別是水驅高含水率末期的1.78，1.40和1.42倍。說明對不同韻律儲層聚合物驅均能起到較好的控水增油效果。

圖6 不同驅替方式采出程度與含水率的關系Fig.6 Relationship between recovery degree and water cut

4 應用實例

渤海G油田目前已進入聚合物驅中、高含水率階段，根據上述研究認為，油田挖潛應以儲層韻律性控制的剩余油分布差異作為主要考慮因素。以油田典型聚合物驅井組為例，GZ1井為反九點井組中心注聚井，該井組所在Ⅰ油組以正韻律儲層為主，通過水淹層測井解釋，采油井GZ2（邊井）Ⅰ油組底部為中到強水淹，而采油井GZ3（角井）Ⅰ油組底部為弱到中水淹。分析實驗研究結果，認為正韻律儲層進入聚合物驅高含水率期后，反九點井組角井附近頂部仍有剩余油富集，因此開展調整井研究方案，于Ⅰ油組頂部距離GZ3井100 m處非主流線方向，部署了1口調整井GY1H進行挖潛試驗。GY1H井投產后初期產油量為86 m3/d（圖7），為周邊生產井產能的2～3倍，且生產1 a后含水率仍在15%以內，取得了較好的挖潛效果。

圖7 調整井GY1H井生產曲線Fig.7 Production curve of adjustment well GY1H

5 結論

三維非均質模型驅替實驗結果表明，通過中、高含水率期實施注聚合物驅，能夠有效提高中、高含水率階段的采油速度和最終采收率，從而改善海上油田中前期開發效果；對于正韻律儲層，聚合物驅剩余油主要富集在反九點井網頂部低滲透層的邊、角井區域，挖潛方式應以在角井附近非主流線區域部署水平井調整井為主；而對于反韻律和復合韻律儲層，聚合物驅剩余油主要富集在反九點井網的角井區域附近，挖潛方式應以在角井附近非主流線區域部署定向調整井為主。該實驗針對不同韻律儲層實施不同的調整策略，取得更好的挖潛效果，能夠對同類油田開發調整起到有效的借鑒作用。

符號解釋

VH——水平方向滲流速度，cm/s；KH——水平方向滲透率，mD；μ——通過模型的流體黏度，mPa·s；Δp——流體通過模型前后的壓差，10-1MPa；L——模型長度，cm；VZ——垂直方向滲流速度，cm/s；KZ——垂直方向滲透率，mD；g——重力加速度，m/s2；ρw——水相密度，g/cm3；ρo——油相密度，g/cm3；Δρ——水油相密度差，g/cm3；Ng——重力準數，其物理意義為驅替過程中重力梯度與驅替壓力梯度之比。