付洪濤，孫麗艷，郭春萍，金艷鑫，何 晨

（1. 東北石油大學(xué) 石油工程學(xué)院，黑龍江 大慶163318；2. 大慶油田有限責(zé)任公司 勘探開發(fā)研究院，黑龍江 大慶163712；3. 北京油氣調(diào)控中心，北京100007）

老油田經(jīng)過不斷開發(fā)，已逐步進入特高含水期，但剩余采儲量仍有近60%[1]，波及體積有限、注入水低效循環(huán)已成為石油開采的世界性難題。非均質(zhì)砂巖油藏的層間、層內(nèi)物性特征存在著顯著差異，直接影響了油田采收率。聚合物溶液具有一定的黏彈性，增加了驅(qū)替相的流動阻力系數(shù)，提高了巖心孔隙波及效率，對非均質(zhì)性較大的油藏驅(qū)油效果顯著[2?3]。改善層系組合的方式，對水、聚驅(qū)油技術(shù)界限和方法調(diào)整至關(guān)重要[4]。針對目前砂巖油藏二類油層開發(fā)過程中存在動用程度低、原油采收率低等問題，提出了一套井網(wǎng)、多套層系、注聚開發(fā)、逐層上返的方法。杏十二區(qū)自1971 年基礎(chǔ)井網(wǎng)投入開發(fā)以來，先后經(jīng)歷了三次加密調(diào)整，并于2012年開展了現(xiàn)場聚驅(qū)試驗，PI3 層經(jīng)過聚驅(qū)，采出程度已達到52.32%，PI1-2 層采出程度僅為37.55%，因此選擇葡I1-2 層進行注聚開發(fā)。采用數(shù)值模擬方法進行了水驅(qū)效果預(yù)測，并對大慶杏十二區(qū)葡I1-2 層上返注入孔隙體積、注入速度、注聚合物量、段塞組合等參數(shù)進行了優(yōu)化，以期為進一步提高高含水砂巖油藏采收率提供技術(shù)指導(dǎo)[5]。

1 研究區(qū)概況

1.1 地質(zhì)概況

杏樹崗構(gòu)造位于大慶長垣，北部連接薩爾圖構(gòu)造，南部緊鄰太平屯構(gòu)造。圖1 為杏十二區(qū)地理位置示意。由圖1 可看出，杏十二區(qū)位于杏樹崗背斜構(gòu)造的傾沒端，構(gòu)造西翼走向較陡，東翼則較為平 緩[6?7]。

圖1 杏十二區(qū)地理位置示意Fig.1 Geographical location map of Xing Twelve area

1.2 儲層沉積特征

杏樹崗油田屬于早白堊紀中期松遼盆地水退轉(zhuǎn)為水進形成的河流?三角洲沉積。儲層形成于青山口組水退旋回晚期至姚家組?嫩江組水進旋回早 期[8?9]。

研究區(qū)發(fā)育薩、葡兩套油層，葡I 油層為大慶長垣葡I1-4 大型河流?三角洲沉積體系的一部分。杏十二區(qū)純油區(qū)儲集層位于中生界白堊系下統(tǒng)姚家組?青山口組，沉積體系為河道砂體、分流河道砂體、河口砂壩砂體、三角洲前緣砂體交錯組成的大型復(fù)合三角洲[10]。由于沉積環(huán)境差異，油層組表現(xiàn)為垂向上不同油層儲層物性及隔層變化較大。

2 油層選層及上返時機

2.1 油層選層

2.1.1 滲透率 在多層組合開發(fā)時，滲透率極差越大，滲透率越好的油層采收率越高[11]。統(tǒng)計杏十二區(qū)葡I1-2 層系滲透率在（50~200）×10-3μm2時，總厚度占比72.8%，平均滲透率為（120~260）×10-3μm2，平均突進系數(shù)為1.0~5.0，非均質(zhì)性較強。根據(jù)杏十二區(qū)理念吸水剖面資料統(tǒng)計表明，層系內(nèi)滲透率極差越大，吸水厚度比例越小。

2.1.2 組合界限 為了使組合后的聚驅(qū)控制程度達80% 以上，綜合研究組合界限為：①層系組合后油層層數(shù)小于10 層，油層有效厚度一般大于5 m。②每套層系之間有10 m 以上的隔層。③組合后滲透率極差小于5。

2.1.3 注采井距 當油藏進入高含水期時，剩余油呈高度分散狀態(tài)，分布于未動用的低滲透薄層、表外儲層、砂體的邊界部位[12]，經(jīng)多次井網(wǎng)加密后，注采井距一般保持在150 m 左右，試驗?zāi)康挠蛯訛槠螴3 層，上返目的油層為葡I1-2 層，采用注采井距120 m 的五點法面積注采井網(wǎng)。

2.2 合理上返時機

考慮到試驗周期和強注強采的特點以及油水井使用壽命，在選擇聚驅(qū)上返時應(yīng)該綜合考慮原聚驅(qū)層采出程度以及經(jīng)濟極限產(chǎn)油量。當原聚驅(qū)層聚驅(qū)效果差、產(chǎn)油量增加幅度小時，進行上返注聚開發(fā)。

3 模型建立與擬合情況

3.1 模型的建立

開展杏十二區(qū)塊多學(xué)科油藏數(shù)值模擬，模擬區(qū)開發(fā)面積6.20 km2，地質(zhì)儲量為283.45×104t，注采井共132 口，劃分網(wǎng)格時，考慮沉積物源方向、流體供給方向、網(wǎng)格類型及大小等因素，將模擬區(qū)薩Ⅱ、葡I-Ⅳ層精細劃分為58 個沉積單元作為模擬層。考慮開發(fā)井網(wǎng)和斷層的因素，將平面上的網(wǎng)格步長設(shè)為10 m × 10 m，網(wǎng)格數(shù)為121× 151× 58= 1 059 718 個，數(shù)值模型中網(wǎng)格步長為20 m×20 m，劃分網(wǎng)格61×75×58=265 350 個。

3.2 歷史擬合

擬合的地層參數(shù)越符合實際，進行的各種方案預(yù)測就越可靠。對實驗室測得的相對滲透率曲線進行歸一化處理，使整體曲線平滑，防止插值計算中不合理數(shù)據(jù)點造成擬合偏差，從而減少計算時間，提高計算精度，在液量初步擬合的基礎(chǔ)上，轉(zhuǎn)入含水率、壓力等擬合，見表1。

4 試驗區(qū)油層上返參數(shù)優(yōu)選

根據(jù)試驗區(qū)數(shù)據(jù)計算其采出程度為45.08%，葡I3 層經(jīng)過聚驅(qū)，采出程度最高，達到52.32%，剩余儲量較多的仍然是葡萄花油層，單儲系數(shù)較大。 葡I1-2 層，采出程度僅為37.55%，在各個砂巖層中處于較低水平，具有很大的開發(fā)潛力。

表1 定產(chǎn)液歷史擬合各階段擬合指標Table 1 Fitting index of each stage of fixed production fluid history fitting

試驗區(qū)注聚率98% 時預(yù)測結(jié)束。在歷史擬合基礎(chǔ)上，進行后續(xù)水驅(qū)定產(chǎn)液生產(chǎn)動態(tài)指標預(yù)測，截止2025 年，其采收率為40.01%。

4.1 注入孔隙體積優(yōu)選

在注入量的優(yōu)選過程中，注入質(zhì)量濃度為1 000 mg/L，注入速度為0.16 PV/a，注入孔隙體積分別為0.6、0.8、1.0 PV，對應(yīng)聚合物用量分別為600、800、1 000 mg/L?PV。上返目的油層最終采收率分別為46.02%、46.82%、47.38%，對比水驅(qū)方案采收率，提高采收率幅度分別為6.01%、6.81%、7.37%。在注入質(zhì)量濃度、注入速度一定條件下，聚合物注入量越多，采收率越高，故最優(yōu)注入孔隙體積為1.0 PV，結(jié)果見圖2。

圖2 不同注入孔隙體積時采收率與時間及注入量的關(guān)系Fig.2 Relationship between recovery factor and time and injection quantity with different pore volume

4.2 注入速度優(yōu)選

注入速度優(yōu)選共4 種方案，注入質(zhì)量濃度為1 000 mg/L ，注入量為1.0 PV ，聚合物用量為1 000 mg/L?PV，4 種方案的注入速度分別設(shè)為0.14、0.16、0.18、0.20 PV/a。上返目的油層最終采收率分別為46.25%、46.82%、47.03%、47.13%。對比水驅(qū)方案采收率40.01%，提高采收率幅度分別為6.24%、6.81%、7.02%、7.12%。 在注入質(zhì)量濃度、注入量一定條件下，注入速度越大，采收率越高，但注入速度超過0.16 PV/a 時，采收率增幅變緩，出現(xiàn)拐點，故最優(yōu)注入速度為0.16 PV/a，此時開發(fā)效果更優(yōu)，結(jié)果見圖3。

圖3 不同注入速度時采收率與時間及注入量的關(guān)系Fig.3 Relationship between recovery factor and time and injection quantity with different flooding rate

4.3 相同注聚量下注入質(zhì)量濃度優(yōu)選

在進行注入段塞優(yōu)選時，首先考慮在相同聚合物用量下的段塞優(yōu)選，聚合物用量為1 000 mg/L?PV，注入速度為0.16 PV/a，注入質(zhì)量濃度分別為600、800、1 000、1 200、1 500 mg/L。上返目的油層最終采收率分別為46.28%、46.79%、47.38%、47.68%、47.36%，提高采收率幅度分別為6.27%、6.78%、7.37%、7.67%、7.35%。在聚合物用量及注入速度相同的情況下，聚合物質(zhì)量濃度1 200 mg/L，注入量為0.83 PV 時，采收率最高，達到47.68%。綜合對比，聚合物質(zhì)量濃度過低或過高，都會影響驅(qū)替效果，優(yōu)選后聚合物質(zhì)量濃度為1 200 mg/L，開發(fā)效果更佳，結(jié)果見圖4。

圖4 相同注聚量下采收率與時間及注入量的關(guān)系Fig.4 Relationship between recovery factor and time and injection quantity at the same amount of polymer injection

4.4 相同注入量下注入質(zhì)量濃度優(yōu)選

在進行注入段塞優(yōu)選時，應(yīng)考慮在相同PV 數(shù)條件下的段塞優(yōu)選。在此基礎(chǔ)上設(shè)計5 種方案，注入量為1.0 PV，注入速度為0.16 PV/a，注入質(zhì)量濃度分別為600、800、1 000、1 200、1 500 mg/L。上返目的油層最終采收率分別為45.34%、46.34%、47.38%、48.74%、49.37%，對比水驅(qū)方案，提高采收率幅度為5.36%、6.33%、7.37%、8.73%、9.36%。在注入量、注入速度一定時，聚合物質(zhì)量濃度越高、用量越多時，含水率降幅越大，采收率越高。當聚合物用量高于1 200 mg/L?PV 時，提高采收率幅度變緩，故優(yōu)選最佳的聚合物用量為1 200 mg/L?PV，開發(fā)方案最優(yōu)，結(jié)果見圖5。

圖5 相同注入量下采收率與時間及注入量關(guān)系Fig.5 Relationship between recovery factor and time and injection quantity at the same injection volume

4.5 段塞組合方式優(yōu)化

在相同聚合物用量條件下，設(shè)計3 組不同聚合物質(zhì)量濃度段塞組合注入方案，方案編號及詳細參數(shù)見表2。

表2 段塞組合優(yōu)選方案設(shè)計Table 2 Slug combination scheme

在相同聚合物用量下，將不同質(zhì)量濃度的聚合物段塞按照不同的順序注入，采收率分別為50.11%、47.56%、48.74%。對比水驅(qū)方案，提高采收率幅度為10.10%、7.55%、8.73%。 綜合經(jīng)濟因素，優(yōu)選葡I1-2 目的油層注聚合物量為1 200 mg/L?PV，注入速度為0.16 PV/a，注入量為1.0 PV，先注入高質(zhì)量濃度聚合物段塞，再注入低質(zhì)量濃度聚合物段塞，結(jié)果見圖6。

圖6 不同段塞組合下采收率與時間及注入量Fig.6 Relationship between recovery factor and time and injection quantity at different slug combinations

5 結(jié) 論

（1）提出了一套井網(wǎng)、多套層系、注聚開發(fā)、逐層上返開發(fā)二類油層的方法，給出了二類油層逐層聚驅(qū)上返開發(fā)的選層標準與合理上返時機。

（2）對杏十二區(qū)葡I1-2 層進行上返注聚開發(fā)，當注入量為1.0 PV，注入速度為0.16 PV/a，注聚合物量為1 200 mg/L?PV 時，先注入高質(zhì)量濃度聚合物段塞，再注入低質(zhì)量濃度聚合物段塞，采收率達到50.11%，與預(yù)測水驅(qū)采收率相比，提高了10.1%。