屈亞光，阮 迪，未志杰，康曉東，嚴(yán) 巡

（1.長(zhǎng)江大學(xué)石油工程學(xué)院，湖北武漢 430100；2.中海油研究總院有限責(zé)任公司海洋石油高效開發(fā)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 100028）

目前，中國(guó)海上油田經(jīng)過多年的開發(fā)大多已進(jìn)入中高含水期，為了提高油田水驅(qū)開發(fā)效果，部分油田開展了聚合物驅(qū)礦場(chǎng)試驗(yàn)和實(shí)際開發(fā)部署，并取得了較好的增產(chǎn)效果［1-4］。隨著聚合物驅(qū)開發(fā)的深入，特別是當(dāng)油藏平面非均質(zhì)性較強(qiáng)時(shí)，動(dòng)用程度差異大，控水增油效果減弱，聚合物驅(qū)后剩余油分布復(fù)雜［5-10］。為后期調(diào)整階段進(jìn)一步改善聚合物驅(qū)開發(fā)效果，需不斷調(diào)整井網(wǎng)，通過優(yōu)化井距和井型，擴(kuò)大波及效率［11-15］。為此，筆者基于海上S 油田的沉積相分布特征與井網(wǎng)部署的關(guān)系，建立合理的平面非均質(zhì)物理模型，并且平板內(nèi)置微電極用以監(jiān)測(cè)含油飽和度分布，開展排狀井網(wǎng)合理排距和不同注采井網(wǎng)形式的物理模擬實(shí)驗(yàn)研究，同時(shí)結(jié)合油藏?cái)?shù)值模擬方法進(jìn)一步研究不同平面滲透率級(jí)差與最優(yōu)井排距之間的關(guān)系；并在充分認(rèn)識(shí)合理井排距的基礎(chǔ)上，采用物理模擬與油藏?cái)?shù)值模擬相結(jié)合的方法，研究不同注采井網(wǎng)形式對(duì)聚合物驅(qū)開發(fā)效果的影響。

1 物理模擬實(shí)驗(yàn)

1.1 實(shí)驗(yàn)器材與方法

實(shí)驗(yàn)儀器 實(shí)驗(yàn)儀器主要包括：恒流泵、恒溫箱、壓力傳感器、飽和度測(cè)試微電極、六通閥、手搖泵等。

實(shí)驗(yàn)流體 實(shí)驗(yàn)流體主要包括：①利用地層原油和標(biāo)準(zhǔn)0#柴油（密度為850 kg/m3，黏度為3.66 mPa·s）按一定比例配成模擬用油，65 ℃條件下原油黏度為60 mPa·s。②水驅(qū)和飽和模型用水均使用根據(jù)渤海油田注入水離子組成配制的復(fù)配水，礦化度為8 200 mg/L。③聚合物為渤海油田使用的聚合物，聚合物溶液質(zhì)量濃度為1 350 mg/L。

實(shí)驗(yàn)條件 注入井采用恒流泵以恒定流量注入，采出井保持大氣壓定壓生產(chǎn)；選取65 ℃作為實(shí)驗(yàn)溫度。

方案設(shè)計(jì) 首先依據(jù)海上S 油田（渤海油田典型油藏）儲(chǔ)層的沉積相分布特征，建立了包括高、中、低滲透3個(gè)區(qū)域的平面非均質(zhì)物理模型，滲透率分別為1 500，1 000 和500 mD。滲透率條帶與模型單元上、下邊長(zhǎng)的夾角均約呈22.5°，模型單元尺寸為40 cm×40 cm×5 cm，并在物理模型內(nèi)部均勻布置了若干個(gè)飽和度測(cè)試微電極。由于海上S油田井網(wǎng)部署主要以正對(duì)排狀注采井網(wǎng)為主，因此物理模型中設(shè)置的注采井網(wǎng)形式與海上S 油田保持一致，即采用排狀注采井網(wǎng)。模型中共設(shè)置9口井（3口注入井，6 口生產(chǎn)井）。注入井井排與高滲透區(qū)域生產(chǎn)井井排距離為L(zhǎng)1，注入井井排與低滲透區(qū)域生產(chǎn)井井排的距離為L(zhǎng)2（圖1），分別以L1與L2的比值為1.3，1.5，1.8，2.1和2.4，開展5組物理模擬實(shí)驗(yàn)。

圖1 平面非均質(zhì)物理模型示意Fig.1 Schematic diagram of plane heterogeneous physical model

實(shí)驗(yàn)步驟 實(shí)驗(yàn)步驟主要包括：①準(zhǔn)備符合要求的平面非均質(zhì)物理模型。②對(duì)模型抽真空飽和水，當(dāng)模型完全飽和水后，記錄累積吸水量。③啟動(dòng)恒流泵向模型注入油，直至飽和結(jié)束，記錄累積排出水量，計(jì)算束縛水飽和度，然后老化48 h。④中間3 口注入井以恒定流量進(jìn)行水驅(qū)，其中2 口邊井注入速度為150 mL/h，中間1 口注入井的注入速度為300 mL/h，當(dāng)模擬單元水驅(qū)含水率至80%時(shí)轉(zhuǎn)聚合物驅(qū)，聚合物溶液總注入量為0.6 PV，直至后續(xù)水驅(qū)至含水率達(dá)到98%。⑤分別計(jì)量實(shí)驗(yàn)過程中的產(chǎn)液量、產(chǎn)油量、含水率、模擬時(shí)間和微電極飽和度等數(shù)據(jù)。⑥重復(fù)以上步驟，分別完成5 組物理模擬實(shí)驗(yàn)。

1.2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果與分析

5 組物理模擬實(shí)驗(yàn)完成后可得到不同井排距比條件下典型油藏的累積產(chǎn)油量、累積注入量及模擬時(shí)間（表1）。統(tǒng)計(jì)不同井排距比的實(shí)驗(yàn)可知，當(dāng)L1與L2之比不同時(shí)，實(shí)驗(yàn)結(jié)果（表1）差異較大。

表1 典型油藏平面非均質(zhì)物理模型不同井排距比實(shí)驗(yàn)結(jié)果Table1 Experimental results of different well spacing ratio of plane heterogeneous physical model in the typical oil reservoirs

當(dāng)井排距比為1.3 時(shí)，累積產(chǎn)油量為1 015.85 mL。在聚合物溶液總注入量相同的條件下，隨著井排距比的增大，累積產(chǎn)油量起初也隨之增加，其原因?yàn)榈蜐B透區(qū)域儲(chǔ)層的滲透率相對(duì)較低，聚合物驅(qū)替時(shí)相比高滲透區(qū)域儲(chǔ)層受到的滲流阻力更大，生產(chǎn)井在同樣的井底流壓時(shí)，更易于向高滲透區(qū)域儲(chǔ)層方向流動(dòng)。隨著井排距比的增大，注入井井排與低滲透區(qū)域生產(chǎn)井井排間的井排距減小，因此，低滲透區(qū)域儲(chǔ)層動(dòng)用程度增大。當(dāng)井排距比增大到1.8 時(shí)，累積產(chǎn)油量為1 139.94 mL。隨著井排距比的不斷增大，累積產(chǎn)油量不增加反而降低，井排距比增大至2.1，累積產(chǎn)油量為1 079.15 mL。分析其原因?yàn)?，?dāng)井排距比增大后，注入井井排與高滲透區(qū)域生產(chǎn)井井排的距離越來越大，兩者之間的壓力梯度隨之減??；而注入井井排與低滲透區(qū)域生產(chǎn)井井排的距離減小后，兩者之間的壓力梯度變大，從而使得聚合物溶液在驅(qū)替過程中更易向低滲透區(qū)域方向流動(dòng)，導(dǎo)致聚合物溶液注入后主要波及的是低滲透區(qū)域儲(chǔ)層，使得高滲透區(qū)域儲(chǔ)層動(dòng)用程度變差。根據(jù)不同井排距采出程度與含水率變化關(guān)系，得出在不同井排距條件下，聚合物驅(qū)后注采單元的含水率下降幅度和含水率上升速度不同，如當(dāng)井排距比為1.3 和2.4 時(shí)，聚合物驅(qū)后油藏模型整體的綜合含水率降低幅度較小，主要是物理模型中受聚合物驅(qū)波及的范圍較小，模型的綜合含水率上升速度快，最終導(dǎo)致模型的采出程度低，聚合物驅(qū)開發(fā)效果差。在井排距比為1.8 時(shí)，物理模型的采出程度最高（表1）。

當(dāng)物理模擬單元綜合含水率達(dá)到98%時(shí)，根據(jù)部署在模型中32個(gè)含油飽和度微電極測(cè)試結(jié)果，分析物理模型中的含油飽和度分布狀況，從而研究不同井排距比下的各類儲(chǔ)層中的動(dòng)用程度和波及效率。通過分析得出，當(dāng)井排距比為1.3 和1.8 時(shí)的所有電極平均含油飽和度分別為29.27%和27.15%，對(duì)應(yīng)的含水飽和度分別為70.73%和72.85%，井排距比為1.3 時(shí)的剩余油飽和度相對(duì)較高。由此表明，井排距比為1.8 時(shí)物理模型中各類儲(chǔ)層的整體動(dòng)用程度要高于井排距比為1.3。

為進(jìn)一步分析模型中不同位置的含油飽和度分布狀況，需對(duì)所有飽和度測(cè)試微電極的結(jié)果進(jìn)行分析。通過統(tǒng)計(jì)分析可知，在不同的井排距比物理模擬方案中，平面非均質(zhì)物理模型中部位置所布置微電極含油飽和度測(cè)試結(jié)果差別較小，靠近邊部生產(chǎn)井的16 個(gè)微電極含油飽和度測(cè)試結(jié)果差異較明顯，以模擬方案中井排距比為1.3 和1.8 為例進(jìn)行詳細(xì)的闡述（圖2）。當(dāng)井排距比從1.3 增加到1.8 后，對(duì)比不同滲透率儲(chǔ)層內(nèi)的含油飽和度可以看出，低滲透區(qū)域儲(chǔ)層中8 個(gè)電極的平均含油飽和度從33.83%降低到29.27%，表明當(dāng)注入井井排與低滲透區(qū)域儲(chǔ)層生產(chǎn)井井排距離減小后，壓力梯度增加，驅(qū)替動(dòng)力增大，聚合物溶液平面上向低滲透區(qū)域儲(chǔ)層流動(dòng)的方向性提高，低滲透區(qū)域儲(chǔ)層的動(dòng)用程度大幅提高，驅(qū)油效率增加。而對(duì)于高滲透區(qū)域儲(chǔ)層來說，由于注入井井排與生產(chǎn)井井排距離增加后，壓力梯度減小，高滲透區(qū)域儲(chǔ)層的8 個(gè)電極的平均含油飽和度從29.71%增加到31.11%，表明高滲透區(qū)域儲(chǔ)層的波及效率略有降低。但從模型整體的動(dòng)用程度來看，由于高滲透區(qū)域儲(chǔ)層降低的幅度要小于低滲透區(qū)域增加的，因此，井排距調(diào)整后模型整體動(dòng)用程度增加，2 個(gè)儲(chǔ)層均得到有效動(dòng)用，達(dá)到最佳均衡驅(qū)替狀態(tài)。

圖2 不同井排距比下各電極的含油飽和度Fig.2 Oil saturation of each electrode with different well spacing ratio

2 油藏?cái)?shù)值模擬

通過以上不同井排距比下物理模擬實(shí)驗(yàn)可以看出，對(duì)于平面非均質(zhì)性較強(qiáng)，在井排與滲透率條帶呈一定角度的儲(chǔ)層，井排距比對(duì)聚合物驅(qū)的開發(fā)效果有較大影響，存在一個(gè)合理的范圍。因此，有必要進(jìn)一步針對(duì)海上S油田各個(gè)注采單元的平面非均質(zhì)程度存在差異而研究不同非均質(zhì)條件下的合理井排距比。

在室內(nèi)物理模擬實(shí)驗(yàn)的基礎(chǔ)上，采用油藏?cái)?shù)值模擬方法先建立不同平面非均質(zhì)條件的注采單元地質(zhì)模型。然后再建立相應(yīng)的油藏?cái)?shù)值模擬模型，模型大小為300 m×300 m，厚度為6 m。數(shù)值模擬模型的平面滲透率分布特征與物理模型保持一致，設(shè)置高、中、低3 種不同滲透率的區(qū)域，井排方向與滲透率條帶的角度也與物理模型相同（圖1）。油藏?cái)?shù)值模擬模型中滲透率區(qū)域設(shè)計(jì)了5種滲透率組合方案：方案1 的低、中、高滲透率分別為800，1 000 和1 200 mD；方案2 的低、中、高滲透率分別為666，1 000 和1 334 mD；方案3 的低、中、高滲透率分別為571，1 000 和1 429 mD；方案4 的低、中、高滲透率分別為500，1 000和1 500 mD；方案5的低、中、高滲透率分別為400，1 000 和1 600 mD。5 個(gè)方案的滲透率級(jí)差分別為1.5，2.0，2.5，3.0 和4.0。基于每個(gè)滲透率模型，采用排狀注采井網(wǎng)，井排距比設(shè)計(jì)了8個(gè)方案，分別為1，1.27，1.5，1.78，2.13，2.57，3.17 和4。模擬計(jì)算的工作制度設(shè)定為注水井定注入量、生產(chǎn)井定井底流壓。模擬過程首先水驅(qū)至含水率為80%，然后轉(zhuǎn)注聚合物驅(qū)，連續(xù)注入聚合物為0.6 PV，后續(xù)水驅(qū)至含水率達(dá)到98%。通過油藏?cái)?shù)值模擬方法可以計(jì)算得到各個(gè)方案的動(dòng)態(tài)指標(biāo)，方案優(yōu)選指標(biāo)用累積產(chǎn)油量和泰爾指數(shù)，其中泰爾指數(shù)是用來表征化學(xué)驅(qū)均衡程度的參數(shù)，當(dāng)平面滲透率級(jí)差為3 時(shí)，按照不同的滲透率區(qū)域劃分油藏單元并計(jì)算其泰爾指數(shù)。

泰爾指數(shù)方程為：

從圖3可以看出，隨著井排距比的增大，各方案的累積產(chǎn)油量先增加后降低，泰爾指數(shù)先降低后增加。當(dāng)井排距比為1.78 時(shí)，累積產(chǎn)油量為102.7×104m3，達(dá)到最高，表明開發(fā)效果最優(yōu)；泰爾指數(shù)僅為0.203 5，在所有模擬方案中最小，表明聚合物驅(qū)的均衡程度最高。

圖3 平面滲透率級(jí)差為3時(shí)的泰爾指數(shù)和累積產(chǎn)油量Fig.3 Theil index and cumulative oil production when permeability ratio equals to 3

圖4 平面滲透率級(jí)差為3時(shí)的不同井排距比的含油飽和度分布（綜合含水率為98%）Fig.4 Oil saturation distribution of different well spacing ratio when permeability ratio equals to 3（comprehensive water cut is 98%）

同時(shí)，通過數(shù)值模擬計(jì)算可以得到模擬單元綜合含水率達(dá)到98%時(shí)不同井排距比的含油飽和度分布（圖4）。由于模擬單元和模擬工作制度完全一樣，而且是模擬計(jì)算到綜合含水率為98%時(shí)的狀態(tài)，因此，各個(gè)方案含油飽和度分布的差異較小，需仔細(xì)觀察。通過深入分析可以看出，當(dāng)井排距比為1.27 時(shí)，模型中上半部低滲透區(qū)域儲(chǔ)層剩余油富集區(qū)范圍相對(duì)較大；而當(dāng)井排距比為4時(shí)，不僅在低滲透區(qū)域存在剩余油富集區(qū)，在高滲透區(qū)域同樣也存在剩余油富集區(qū)。而當(dāng)井排距比為1.78 時(shí)，低滲透區(qū)域的含油飽和度富集區(qū)比1.27 時(shí)小、比井排距比為2.57 和4 時(shí)略大，但是高滲透區(qū)域含油飽和度富集區(qū)比井排距為2.57 和4 時(shí)均要小；結(jié)合上述對(duì)不同井排距比下的累積產(chǎn)油量分析，可得出井排距比為1.78 時(shí)低滲透區(qū)域儲(chǔ)層采出程度的增加大于高滲透區(qū)域儲(chǔ)層的降低，注采單元整體的采出程度高。通過油藏?cái)?shù)值模擬方法得到的剩余油分布特征與室內(nèi)物理模擬平面滲透率級(jí)差為3 時(shí)，物理模擬實(shí)驗(yàn)得到的最優(yōu)井排距比為1.8 的微電極含油飽和度的測(cè)試結(jié)果是一致的。

不同滲透率區(qū)域儲(chǔ)層的動(dòng)用程度主要與注采井井排間的壓力梯度有關(guān)，平面上聚合物溶液更易于向壓力梯度大的方向流動(dòng)。因此，通過調(diào)整注采井的井排距比，可以使得低滲透區(qū)域和高滲透區(qū)域2 個(gè)方向上的壓力梯度基本一致，從而聚合物溶液平面上波及范圍越大，注采單元的動(dòng)用程度越高。

同理，對(duì)平面滲透率級(jí)差為1.5，2.0，2.5 和4 的地質(zhì)模型，分別設(shè)計(jì)了8個(gè)井排距比模擬對(duì)比方案，通過油藏?cái)?shù)值模擬計(jì)算可得到各個(gè)滲透率級(jí)差條件下最優(yōu)井排距比，從圖5可以看出，當(dāng)平面滲透率級(jí)差為1.5 時(shí)，最優(yōu)的井排距比為1.27；滲透率級(jí)差為2 時(shí)，最優(yōu)的井排距比為1.5；當(dāng)滲透率級(jí)差為2.5～4.0 時(shí)，得到了最優(yōu)井排距比均為1.78?？芍S著平面滲透率級(jí)差增大，最優(yōu)井排距比也逐漸變大，注入井井排與高滲透區(qū)域的距離變大、注入井井排與低滲透區(qū)域的距離變小，使得2 個(gè)方向上的壓力梯度趨于一致，高滲透區(qū)域和低滲透區(qū)域儲(chǔ)層整體動(dòng)用程度達(dá)到最優(yōu)水平。

圖5 不同滲透率級(jí)差條件下的最優(yōu)井排距比Fig.5 Optimal well spacing ratio under different permeability ratio

3 注采井網(wǎng)形式對(duì)聚合物驅(qū)開發(fā)效果的影響

目前，海上S 油田主要以直井排狀注采井網(wǎng)為主，因水平井在海上常規(guī)水驅(qū)油田開發(fā)中增油效果較好，因此，有必要研究水平井在聚合物驅(qū)油藏后期挖潛過程中的可行性及最優(yōu)的注采井網(wǎng)組合形式。在圖1 物理模擬基礎(chǔ)上設(shè)計(jì)了3 組對(duì)比實(shí)驗(yàn)方案（圖6），方案1 為排狀注采井網(wǎng)（3 注6 采），方案2為水平井注直井采（1 注6 采），方案3 為水平井注水平井采（1 注2 采）。其中井排距比依據(jù)上面的優(yōu)化結(jié)果，設(shè)定為1.78。

圖6 3組對(duì)比實(shí)驗(yàn)方案Fig.6 Three groups of comparative experimental schemes

3 組對(duì)比實(shí)驗(yàn)方案的實(shí)驗(yàn)條件完全相同，每組方案單元總的注入速度為600 mL/h，生產(chǎn)井均是保持大氣壓定壓生產(chǎn)，聚合物溶液總注入體積均為0.6 PV。3組實(shí)驗(yàn)的具體操作步驟和要求與1.2中一致。

根據(jù)3 種井網(wǎng)形式的模擬計(jì)算指標(biāo)，按照不同的滲透率區(qū)域劃分油藏單元并計(jì)算其泰爾指數(shù)（圖7）可以看出，井網(wǎng)2 和井網(wǎng)3 的累積產(chǎn)油量較高、泰爾指數(shù)較低，表明水平井注直井采與水平井注水平井采驅(qū)替的均衡程度相對(duì)較高，開發(fā)效果優(yōu)。主要原因是水平井注聚合物驅(qū)相對(duì)直井來說，井筒與油層接觸面積更大，特別是當(dāng)儲(chǔ)層非均質(zhì)性較強(qiáng)時(shí)，聚合物溶液向前推進(jìn)的前緣更加均衡，平面非均質(zhì)物理模型的波及效率更高。同時(shí)通過油藏?cái)?shù)值模擬方法對(duì)3 組方案進(jìn)行對(duì)比分析，得到的認(rèn)識(shí)與采用物理模擬方法結(jié)果保持一致，采用水平井注水平井采是相對(duì)更優(yōu)的調(diào)整方案。

圖7 不同注采井網(wǎng)下的泰爾指數(shù)和累積產(chǎn)油量Fig.7 Theil index and cumulative oil production under different injection-production patterns

4 結(jié)論

依據(jù)海上S油田沉積相分布特征與實(shí)際井網(wǎng)部署關(guān)系，建立了多個(gè)平面非均質(zhì)模型，基于排狀注采井網(wǎng)分別采用物理模擬和油藏?cái)?shù)值模擬方法，以累積產(chǎn)油量、飽和度微電極測(cè)試含油飽和度和泰爾指數(shù)為評(píng)價(jià)指標(biāo)，通過對(duì)驅(qū)替壓力梯度的深入分析，得出了最優(yōu)的井排距比和最優(yōu)的注采井網(wǎng)形式。通過研究分析表明，海上S 油田后期通過注采井排距比和注采井網(wǎng)形式的優(yōu)化調(diào)整還能進(jìn)一步提高油田聚合物驅(qū)的開發(fā)效果，為同類其他油田提供相關(guān)的技術(shù)指導(dǎo)。

符號(hào)解釋

T——泰爾指數(shù)，即化學(xué)驅(qū)均衡程度指數(shù)，其值為0～1，泰爾指數(shù)越小，化學(xué)驅(qū)均衡程度越高；n——油藏中劃分單元的個(gè)數(shù)，劃分單元的個(gè)數(shù)越多，泰爾指數(shù)計(jì)算越準(zhǔn)確；i——任意劃分單元；Ri——第i個(gè)受效單元采出程度，%；Rˉ——所有劃分單元采出程度的平均值，%。