張連鋒，張伊琳，郭歡歡，李洪生，李俊杰，梁麗梅，李文靜，胡書(shū)奎

（1.中國(guó)石化河南油田分公司勘探開(kāi)發(fā)研究院，河南南陽(yáng) 473000；2.河南省提高石油采收率重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，河南南陽(yáng) 473000；3.中國(guó)石化經(jīng)緯有限公司華北測(cè)控公司，河南鄭州 450000）

20世紀(jì)80年代以來(lái)，聚合物驅(qū)技術(shù)在勝利、大慶、克拉瑪依、新疆、遼河、河南等油田開(kāi)展工業(yè)化應(yīng)用。聚合物驅(qū)后油藏條件更加復(fù)雜，剩余油更趨分散且普遍分布，油藏非均質(zhì)性更加突出，表現(xiàn)出高采出程度、特高含水的開(kāi)發(fā)特征。針對(duì)聚合物驅(qū)后油藏進(jìn)一步提高采收率的難題，國(guó)內(nèi)開(kāi)展了二次聚合物驅(qū)、二元復(fù)合驅(qū)、三元復(fù)合驅(qū)、泡沫驅(qū)等技術(shù)攻關(guān)研究。室內(nèi)實(shí)驗(yàn)、數(shù)值模擬和礦場(chǎng)試驗(yàn)均表明，聚合物驅(qū)后依靠傳統(tǒng)的二元復(fù)合驅(qū)和三元復(fù)合驅(qū)等化學(xué)驅(qū)方式提高采收率效果不理想，難以滿足進(jìn)一步大幅度提高采收率的要求。非均相復(fù)合驅(qū)是近年來(lái)發(fā)展的一種新型化學(xué)驅(qū)油田體系，具有更強(qiáng)地?cái)U(kuò)大波及和提高驅(qū)油效率能力，在勝利油田聚合物驅(qū)后油藏應(yīng)用取得了顯著的效果，為聚合物驅(qū)后油藏大幅度提高采收率提供了技術(shù)借鑒[1-3]。

河南油田聚合物驅(qū)后油藏儲(chǔ)量為5 000×104t，采出程度為47.9%，仍具有進(jìn)一步提高采收率的物質(zhì)基礎(chǔ)。與勝利油田不同，河南油田聚合物驅(qū)后油藏主要為中高滲砂礫巖油藏，面臨2 個(gè)主要矛盾：一是井網(wǎng)注采流線固定，優(yōu)勢(shì)通道發(fā)育，未波及剩余油，在現(xiàn)井網(wǎng)下難以動(dòng)用；二是儲(chǔ)層非均質(zhì)性進(jìn)一步增強(qiáng)，導(dǎo)致油藏驅(qū)替不均衡[4-6]。因此，以雙河油田北塊Ⅱ4—5 層系為例，采用油藏精細(xì)地質(zhì)建模、數(shù)值模擬方法和微觀驅(qū)替實(shí)驗(yàn)方法，研究了聚合物驅(qū)后油藏剩余油分布特征。在剩余油研究基礎(chǔ)上，通過(guò)變流線井網(wǎng)加密調(diào)整和非均相復(fù)合驅(qū)技術(shù)的加合增效，可以有效改善聚驅(qū)后油藏開(kāi)發(fā)效果，形成了具有河南油田特色的非均相復(fù)合驅(qū)大幅度提高采收率新技術(shù)[7-8]，為近廢棄油藏延長(zhǎng)生命周期開(kāi)發(fā)提供新方法。

1 油藏概況

雙河油田北塊Ⅱ4—5層系儲(chǔ)層屬扇三角洲前緣沉積，研究區(qū)沉積微相平面上以水下分流河道和席狀砂為主。含油面積為6.04 km2，平均有效厚度為16.3 m，地質(zhì)儲(chǔ)量為894.8×104t。儲(chǔ)層物性較好，平均孔隙度為20%，平均滲透率為673×10-3μm2，屬于中孔、中高滲儲(chǔ)層。平均級(jí)差為27.0，平均變異系數(shù)為0.76，平面和層內(nèi)物性差異大，儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)。巖石潤(rùn)濕性為弱親水性，油層溫度為70.2 ℃，地層水為NaHCO3型，總礦化度為5 996 mg/L，Cl-含量為1 259 mg/L，Ca2+和Mg2+含量共計(jì)為21 mg/L，油水黏度比為14.9。

雙河油田北塊Ⅱ4—5 層系1977年12月投入開(kāi)發(fā)，1998年1月開(kāi)始擴(kuò)大聚合物驅(qū)，至2002年3月注聚結(jié)束轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)。2020年12月采出程度為43.4%，含水為98.5%，進(jìn)入特高含水開(kāi)發(fā)后期。

2 聚合物驅(qū)后剩余油分布特征研究

大量研究表明，聚合物驅(qū)后砂礫巖油藏長(zhǎng)期注水沖刷后，儲(chǔ)層物性、孔隙結(jié)構(gòu)、潤(rùn)濕性及滲流特征等參數(shù)一定程度上發(fā)生變化[9]，油藏油水關(guān)系十分復(fù)雜，地下油水分布規(guī)律不清，剩余油分布特征的研究為變流線井網(wǎng)加密調(diào)整和化學(xué)驅(qū)方案設(shè)計(jì)提供了科學(xué)的依據(jù)[10-15]。

2.1 宏觀剩余油分布特征

2.1.1 數(shù)值模擬研究方法

1）精細(xì)地質(zhì)模型的建立：地質(zhì)建模以高精度地層格架和儲(chǔ)層巖相模型為基礎(chǔ)，以地質(zhì)統(tǒng)計(jì)學(xué)為手段，采用隨機(jī)建模技術(shù)，預(yù)測(cè)了井間儲(chǔ)層參數(shù)的變化，建立了不同儲(chǔ)層參數(shù)的三維地質(zhì)模型。首先進(jìn)行數(shù)據(jù)準(zhǔn)備，包括井位坐標(biāo)、補(bǔ)心海拔、地層劃分對(duì)比數(shù)據(jù)、鉆遇斷點(diǎn)數(shù)據(jù)、測(cè)井解釋成果等；其次在儲(chǔ)層地質(zhì)認(rèn)識(shí)的基礎(chǔ)上，采用主流的地質(zhì)建模軟件petrel 2016，建立雙河油田北塊Ⅱ4—5 層系精細(xì)儲(chǔ)層地質(zhì)模型，橫向網(wǎng)格為10 m×10 m，縱向網(wǎng)格為0.5 m。

2）數(shù)值模擬模型的建立：地質(zhì)模型粗化后，采用CMG 數(shù)值模擬軟件，網(wǎng)格步長(zhǎng)為20 m×20 m，垂向網(wǎng)格以單砂體為單元，模型總網(wǎng)格數(shù)為228×189×21=904 932 個(gè)。相滲及高壓物性數(shù)據(jù)采用實(shí)驗(yàn)室實(shí)測(cè)數(shù)據(jù)，依據(jù)地層小層認(rèn)識(shí)建立平衡區(qū)，采用重力與毛管壓力平衡初始化系統(tǒng)。

3）歷史擬合：首先進(jìn)行儲(chǔ)量擬合，采用容積法計(jì)算的地質(zhì)儲(chǔ)量與地質(zhì)模型計(jì)算的地質(zhì)儲(chǔ)量作對(duì)比，儲(chǔ)量擬合精度為99%，滿足開(kāi)發(fā)歷史擬合要求。根據(jù)油藏概況和開(kāi)發(fā)動(dòng)態(tài)特征，擬合步長(zhǎng)一個(gè)月，對(duì)全區(qū)產(chǎn)量、含水以及單井的生產(chǎn)歷史進(jìn)行全過(guò)程擬合，使油藏模型能較好地反映地下生產(chǎn)情況，平均單井?dāng)M合精度為88%，滿足剩余油研究要求。

2.1.2 平面剩余油分布特征

精細(xì)描述特高含水后期剩余油分布特征，是井網(wǎng)調(diào)整有效控制剩余油潛力提高采收率的基礎(chǔ)。由于地質(zhì)構(gòu)造因素、儲(chǔ)層非均質(zhì)性、井網(wǎng)控制程度，開(kāi)發(fā)方式等因素影響，平面上剩余油分布不均勻。根據(jù)油藏?cái)?shù)值模擬結(jié)果，從研究區(qū)目前剩余油飽和度分布圖（圖1）上看，平面上大部分區(qū)域剩余油飽和度在40%以下。從平面位置上來(lái)看，主體區(qū)注水井周?chē)?～150 m范圍內(nèi)剩余油飽和度最低，介于25%～＜30%；油井周?chē)约坝途g剩余油飽和度介于30%～50%；剩余油飽和度50%以上的區(qū)域主要分布在上傾尖滅區(qū)。含油飽和度分級(jí)（圖2）介于25%～＜30%的剩余油儲(chǔ)量為50.8×104t，占總剩余儲(chǔ)量的10.4%；含油飽和度分級(jí)介于30%～＜40%的剩余油儲(chǔ)量為299.1×104t，占總剩余儲(chǔ)量的61.0%；含油飽和度分級(jí)介于40%～50%的剩余油儲(chǔ)量為84.1×104t，占總剩余儲(chǔ)量的17.1%；含油飽和度大于50%的剩余油儲(chǔ)量為56.7×104t，占總剩余儲(chǔ)量的11.6%。盡管主體區(qū)剩余油飽和度較低，但主力層主體區(qū)儲(chǔ)層物性好、厚度大，剩余儲(chǔ)量豐度高，在主流線弱勢(shì)區(qū)、分流線、注采井距較大的邊部區(qū)域及低滲部位剩余油相對(duì)富集，統(tǒng)計(jì)主力層主體區(qū)剩余儲(chǔ)量為318.22×104t，占主力層剩余儲(chǔ)量的71.8%，是進(jìn)一步提高采收率的潛力區(qū)。

圖1 雙河油田北塊Ⅱ51層剩余油飽和度分布Fig.1 Distribution of remaining oil saturation in layer Ⅱ51 of the northern block in Shuanghe Oilfield

圖2 雙河油田北塊Ⅱ4—5層系不同含油飽和度級(jí)別剩余油儲(chǔ)量及占總剩余儲(chǔ)量比例Fig.2 The remaining reserves of different oil saturation levels and the proportion of the total remaining reserves inⅡ4-5 layer of the northern block in Shuanghe Oilfield

2.1.3 層間剩余油分布特征

雙河油田北塊Ⅱ4—5層系采出程度層間差異較大，主力層動(dòng)用程度高于非主力層，主力層剩余儲(chǔ)量大于非主力層。層間剩余油主要是由層間干擾引起的，各小層間滲透率或滲流特征的差異是造成層間干擾主要因素。層間非均質(zhì)性造成的剩余油是由于不同層位的注采不均衡造成的。層內(nèi)非均質(zhì)性造成的剩余油在厚度較大的層，由于厚層內(nèi)沉積非均質(zhì)性較強(qiáng)，同層局部縱向差異較大，造成層內(nèi)不同部位的剩余油分布不均勻。

根據(jù)數(shù)模研究結(jié)果（表1），主力層6個(gè)（Ⅱ42、Ⅱ43、Ⅱ44、Ⅱ51、Ⅱ52、Ⅱ53），剩余儲(chǔ)量為443.22×104t，占總剩余儲(chǔ)量的88.77%，主力層間的采出程度差異不大，平均采出程度為44.34%，剩余儲(chǔ)量豐度介于（12.20～39.70）×104t/km2；非主力層有5個(gè)（Ⅱ41、Ⅱ45、Ⅱ54、Ⅱ55-6、Ⅱ57-8），剩余儲(chǔ)量為56.07×104t，占總剩余儲(chǔ)量的11.23%，非主力層采出程度差異相對(duì)較大，剩余儲(chǔ)量豐度普遍較低，介于（2.34～5.67）×104t/km2。主力層剩余儲(chǔ)量豐度大，剩余儲(chǔ)量多，依然是下一步挖潛的重要層位。

表1 雙河油田北塊Ⅱ4—5層系分層采出程度及剩余儲(chǔ)量Table 1 Recovery degree and remaining reserves inⅡ4-5 series of the northern block in Shuanghe Oilfield

2.2 微觀剩余油分布特征及驅(qū)替方法

2.2.1 實(shí)驗(yàn)材料及步驟

1）實(shí)驗(yàn)材料：模擬油為雙河油田北塊Ⅱ4—5層系脫水脫氣原油，在70℃下黏度為12.5 mPa·s；根據(jù)雙河油田污水配制實(shí)驗(yàn)用水，礦化度為5 996 mg/L，為了便于觀察，在水中加入生物染色劑甲基藍(lán)試劑；聚合物為ZJ-2，相對(duì)分子質(zhì)量為2 600×104，水解度為23%，表面活性劑為HN-4，活性物含量為50%，黏彈性顆粒（PPG）為I型，粒徑介于50～200 μm。

2）研制微觀仿真模型：以雙河油田北塊Ⅱ4—5層系天然巖心鑄體薄片為研究對(duì)象，經(jīng)圖像處理后形成微觀模型圖版，通過(guò)光刻技術(shù)制作形成微觀仿真模型，模型尺寸為40 mm×40 mm。

3）實(shí)驗(yàn)步驟：第一步，對(duì)微觀模型抽真空40 min。第二步，先飽和水再飽和油，并采集模型圖像。第三步，以0.03 mL/h 的速度進(jìn)行水驅(qū)、聚合物驅(qū)、二元復(fù)合驅(qū)和非均相復(fù)合驅(qū)，實(shí)驗(yàn)以出口端不出油結(jié)束。第四步，拍攝整體和局部放大圖片，將圖像輸入圖像處理軟件，以飽和油圖像為基礎(chǔ)，通過(guò)計(jì)算得到不同驅(qū)替方式下的采收率，進(jìn)行數(shù)據(jù)分析。

2.2.2 微觀剩余油分布特征

基于密閉取心井雙檢11 井的巖心樣品，利用熒光掃描后的顯微圖像對(duì)微觀剩余油分布模式進(jìn)行詳細(xì)觀察描述，將微觀剩余油按運(yùn)移能力、產(chǎn)狀、位置及成因劃分為3 大類(lèi)8 小類(lèi)[16]，即自由態(tài)包括簇狀、粒間吸附狀，半束縛態(tài)包括角隅狀、喉道狀、膜狀，束縛態(tài)包括孔隙沉淀狀、顆粒吸附狀和狹縫狀（圖3）。

圖3 微觀剩余油分類(lèi)Fig.3 Microscopic residual oil classification

按照微觀剩余油成因機(jī)理劃分，潤(rùn)濕性影響形成的膜狀剩余油占38.3%；顆粒表面重質(zhì)組分吸附形成的顆粒吸附狀剩余油占22.4%；大孔喉中央高分子束縛的孔隙沉淀狀剩余油占6.8%；毛管力作用，聚合物驅(qū)無(wú)法啟動(dòng)的角隅狀剩余油占13.1%，每一處角隅狀剩余油量雖少但分布廣；喉道狀與狹縫狀占3.8%；聚合物沿水驅(qū)通道指進(jìn)導(dǎo)致的繞流形成的簇狀剩余油占4.2%；填隙物較多的粒間吸附狀剩余油占11.4%（表2）。微觀剩余油以半束縛態(tài)為主，剩余儲(chǔ)量為225×104t，必須依靠擴(kuò)大波及體積和提高洗油效率的新方法才能有效動(dòng)用。

表2 雙檢11井微觀剩余油賦存狀態(tài)分布比例Table 2 Distribution proportion of microscopic remaining oil occurrence state in Shuangjian 11 well 單位：%

2.2.3 微觀剩余油驅(qū)替方法

雙河油田北塊Ⅱ4—5 層系以水下分流河道、前緣席狀砂微相發(fā)育為主，層內(nèi)夾層、單層內(nèi)低滲透夾層發(fā)育，具有多韻律、多巖性段、多物性段的儲(chǔ)層特征。針對(duì)微觀剩余油分布特征，通過(guò)微觀驅(qū)替實(shí)驗(yàn)研究了解決油藏矛盾和進(jìn)一步提高采收率的技術(shù)方法。

研究結(jié)果表明：聚合物驅(qū)后各類(lèi)微觀剩余油量都比水驅(qū)后少，且形態(tài)也隨時(shí)在發(fā)生變化。聚合物的黏彈性可以較好地啟動(dòng)自由態(tài)的簇狀、粒間吸附狀剩余油；黏滯力作用驅(qū)替半束縛態(tài)的角隅狀剩余油，但對(duì)膜狀喉道狀驅(qū)替效果不理想。二元復(fù)合驅(qū)微觀驅(qū)油既有“驅(qū)替”和“攜帶”作用，又有乳化作用和剝離作用，能較好地啟動(dòng)各種形態(tài)的微觀剩余油。非均相復(fù)合驅(qū)通過(guò)發(fā)揮PPG 與聚合物在增加體系黏彈性方面的加合作用，進(jìn)一步擴(kuò)大波及體積，同時(shí)發(fā)揮表面活性劑具有的大幅度降低油-水界面張力的作用，提高洗油效率，更好地啟動(dòng)膜狀、粒間吸附狀和喉道狀剩余油，表明聚合物驅(qū)后非均相復(fù)合驅(qū)可以有效地大幅度提高采收率（表3）。

表3 不同驅(qū)油體系微觀剩余油驅(qū)替實(shí)驗(yàn)結(jié)果對(duì)比Table 3 Comparison of microscopic residual oil displacement experimental results of different oil displacement systems 單位：%

3 變流線井網(wǎng)加密調(diào)整設(shè)計(jì)及優(yōu)選

雙河油田北塊Ⅱ4—5 層系經(jīng)歷過(guò)7 次井網(wǎng)調(diào)整，采用的是不規(guī)則面積法井網(wǎng)，井距大，開(kāi)發(fā)時(shí)間長(zhǎng)。由于聚合物驅(qū)后儲(chǔ)層非均質(zhì)性更加嚴(yán)重，注采流線固定，導(dǎo)致注采優(yōu)勢(shì)通道發(fā)育，竄流嚴(yán)重，開(kāi)發(fā)效果變差。通過(guò)聚合物驅(qū)后剩余油深化認(rèn)識(shí)和量化表征，確定了井網(wǎng)調(diào)整原則：縱向上統(tǒng)籌考慮上下疊合層系井網(wǎng)及現(xiàn)狀，充分利用老井進(jìn)行大幅度液流轉(zhuǎn)向；平面上立足于現(xiàn)有不規(guī)則井網(wǎng)，通過(guò)油轉(zhuǎn)注、水轉(zhuǎn)油、合理部署新井實(shí)現(xiàn)液流轉(zhuǎn)向；新井盡可能部署在剩余油相對(duì)富集的區(qū)域。最終通過(guò)變流線井網(wǎng)加密綜合調(diào)整[17-19]，實(shí)現(xiàn)擴(kuò)大波及體積，提高儲(chǔ)量控制程度，改善開(kāi)發(fā)效果。

3.1 合理井距及井網(wǎng)形式適應(yīng)性

切取雙河油田北塊Ⅱ4—5層系實(shí)際精細(xì)模型中一個(gè)非均質(zhì)機(jī)理模型，對(duì)井網(wǎng)加密調(diào)整的井網(wǎng)、井距及井網(wǎng)形式開(kāi)展數(shù)值模擬研究?？v向上選擇Ⅱ44、Ⅱ51小層，每個(gè)小層縱向上細(xì)分成10 個(gè)網(wǎng)格，網(wǎng)格數(shù)為58×61×20=70 760，平面網(wǎng)格步長(zhǎng)為10 m，在原五點(diǎn)法面積井網(wǎng)基礎(chǔ)上設(shè)計(jì)了不同井網(wǎng)加密方案（表4），運(yùn)用數(shù)值模擬方法對(duì)不同模式進(jìn)行了非均相復(fù)合驅(qū)效果評(píng)價(jià)[20-21]。驅(qū)替方案設(shè)計(jì)為：水驅(qū)至含水為93%轉(zhuǎn)注0.6 PV（孔隙體積）的聚合物，后續(xù)水驅(qū)至含水為98%，再注入0.6 PV 的非均相復(fù)合驅(qū)體系，轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)至含水98%，注采比為1:1，注入速度為0.1 PV/a。

研究表明，采用原井網(wǎng)直接進(jìn)行非均相復(fù)合驅(qū)效果最差，最終采收率為48.68%，相對(duì)基礎(chǔ)方案提高采收率3.49%。井網(wǎng)加密以后，不同井距提高采收率值呈“階梯狀”上升，同一井距時(shí)交錯(cuò)井網(wǎng)和正對(duì)井網(wǎng)形式相當(dāng)。最高提高采收率值為正對(duì)行列式加密井網(wǎng)（井距120 m×120 m），相對(duì)基礎(chǔ)方案提高采收率8.68%，其次為交錯(cuò)行列式加密井網(wǎng)（井距120 m×120 m）、正對(duì)行列式加密井網(wǎng)（井距240 m×120 m），相對(duì)基礎(chǔ)方案提高采收率分別為8.01%、7.83%，井距越小提高采收率效果越好。但考慮經(jīng)濟(jì)效益，井網(wǎng)加密到120 m時(shí)，新鉆井?dāng)?shù)多，鉆井投資高，提高采收率幅度變緩，綜合含水上升快，并且正對(duì)行列式井網(wǎng)表現(xiàn)出水淹嚴(yán)重，容易發(fā)生竄流，影響開(kāi)發(fā)效果。因此，推薦交錯(cuò)行列式井網(wǎng)形式，注采井距介于180～240 m，更能夠滿足聚合物驅(qū)后非均相復(fù)合驅(qū)提高采收率技術(shù)要求。

3.2 注采流線轉(zhuǎn)向率

依據(jù)雙河油田Ⅳ1-3 層系非均相復(fù)合驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)注采流線調(diào)整角度研究結(jié)果表明：井網(wǎng)調(diào)整流線轉(zhuǎn)變角度45°時(shí)，正好處于油井間的中間位置，剩余油飽和度相對(duì)較高，非均相復(fù)合驅(qū)波及面積最大，提高采收率效果最好[3]。采用實(shí)際油藏參數(shù)，建立一注四采（不規(guī)則五點(diǎn)法井網(wǎng)）非均質(zhì)模型，網(wǎng)格數(shù)為49×49×3=7 203，網(wǎng)格步長(zhǎng)為15 m，進(jìn)一步開(kāi)展了注采流線轉(zhuǎn)向率對(duì)非均相復(fù)合驅(qū)的開(kāi)發(fā)效果影響研究。在水驅(qū)井網(wǎng)基礎(chǔ)上調(diào)整流線轉(zhuǎn)向率分別為：25%、50%、75%。驅(qū)替方案設(shè)計(jì)為：水驅(qū)至含水為93% 轉(zhuǎn)注0.6 PV 的聚合物，后續(xù)水驅(qū)至含水為98.5%，再注入0.6 PV的非均相復(fù)合驅(qū)體系，轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)至含水98.5%，注采比為1∶1，注入速度為0.1 PV/a。

在流線轉(zhuǎn)向率相同的情況下，對(duì)比水驅(qū)、二次聚合物驅(qū)、非均相復(fù)合驅(qū)不同開(kāi)發(fā)方式的效果，研究表明聚合物驅(qū)后非均相復(fù)合驅(qū)較二次聚合物驅(qū)剩余油飽和度進(jìn)一步降低；不同流線轉(zhuǎn)向率條件下聚合物驅(qū)后非均相復(fù)合驅(qū)開(kāi)發(fā)方式下，提高采收率值隨著流線轉(zhuǎn)向率增加而增加（圖4）。因此，建議井網(wǎng)調(diào)整時(shí)盡量滿足大角度、高流線轉(zhuǎn)向率為目標(biāo)。

圖4 注采流線轉(zhuǎn)向率對(duì)提高采收率影響Fig.4 Influence of injection-production streamline steering rate on enhanced oil recovery

3.3 變流線井網(wǎng)調(diào)整方案設(shè)計(jì)

根據(jù)平面和縱向剩余油分布差異，以井網(wǎng)井距適應(yīng)性及流線轉(zhuǎn)向率為理論依據(jù)，為實(shí)現(xiàn)大幅度轉(zhuǎn)變流線方向，充分利用返層系井，適當(dāng)部署新井，進(jìn)行變流線調(diào)整，有效降低化學(xué)驅(qū)井網(wǎng)投資，提高項(xiàng)目整體經(jīng)濟(jì)效益。為保障注采對(duì)應(yīng)率高，儲(chǔ)量控制程度高，流線轉(zhuǎn)向率高，統(tǒng)籌規(guī)劃，按不規(guī)則抽稀井網(wǎng)、規(guī)則五點(diǎn)法井網(wǎng)、正對(duì)行列式井網(wǎng)、不規(guī)則加密井網(wǎng)和交錯(cuò)行列式井網(wǎng)等井網(wǎng)模式設(shè)計(jì)11種調(diào)整方案并進(jìn)行迭代優(yōu)化。

綜合考慮井網(wǎng)工作量和井網(wǎng)指標(biāo)（表5），優(yōu)選兩套層系交錯(cuò)行列式井網(wǎng)加密方案，部署新井23口（新油井15口、新水井8口）、油井轉(zhuǎn)注19口，新流線轉(zhuǎn)向角度均達(dá)到30°以上，流線轉(zhuǎn)向率達(dá)80%，雙河油田北塊Ⅱ4層系控制儲(chǔ)量為216.6×104t，Ⅱ5層系控制儲(chǔ)量為427.7×104t，Ⅱ4—5層系總控制儲(chǔ)量為644.3×104t，儲(chǔ)量控制程度達(dá)到74%。兩套層系疊合厚度大的區(qū)域采油井多共用，注入井少共用，共用油井采用分采工藝、共用注入井采用分注工藝，降低層間非均質(zhì)性，保證兩套井網(wǎng)獨(dú)立運(yùn)行并節(jié)約投資。為保障非均相復(fù)合驅(qū)開(kāi)發(fā)效果，在研究區(qū)總液量一定的條件下，采用數(shù)值模擬方法對(duì)方案進(jìn)行開(kāi)發(fā)效果預(yù)測(cè)。注入主段塞前研發(fā)了“ZJ-2+交聯(lián)劑+PPG”雙交聯(lián)調(diào)剖體系抑制復(fù)合體系竄流，采用段塞結(jié)構(gòu)及注入?yún)?shù)如下：注入化學(xué)劑段塞0.6 PV(前置段塞0.1 PV+主段塞0.4 PV+后置段塞0.1 PV)，注入速度為0.1 PV/a，注采比值為1.0，后續(xù)水驅(qū)至15 a 末。數(shù)值模擬計(jì)算優(yōu)化結(jié)果表明：井網(wǎng)調(diào)整后水驅(qū)増油21.60×104t，分層系變流線井網(wǎng)加密調(diào)整提高采收率3.35%；井網(wǎng)調(diào)整后非均相復(fù)合驅(qū)増油70.61×104t，變流線井網(wǎng)加密調(diào)整和非均相復(fù)合驅(qū)技術(shù)的加合增效，實(shí)現(xiàn)未波及剩余油有效動(dòng)用，提高采收率10.96%。

表5 不同井網(wǎng)模式工作量及井網(wǎng)指標(biāo)Table 5 Workload and well pattern index of different well pattern models

4 結(jié)論

1）明確了聚合物驅(qū)后油藏宏觀及微觀剩余油分布特征，宏觀剩余油平面上注采非主流線、主流線弱勢(shì)區(qū)及注采井距較大的邊部區(qū)域剩余油飽和度較高，縱向上正韻律頂部剩余油富集，微觀剩余油以半束縛態(tài)剩余油為主，提出非均相復(fù)合驅(qū)可以進(jìn)一步提高聚合物驅(qū)后油藏采收率的技術(shù)方向。

2）設(shè)計(jì)了井網(wǎng)調(diào)整技術(shù)界限方法，確定了最佳井距和井網(wǎng)形式，研究了不同轉(zhuǎn)向率對(duì)提高采收率的影響。研究表明：大幅度改變流線方向，將不規(guī)則五點(diǎn)法井網(wǎng)變?yōu)榻诲e(cuò)式行列井網(wǎng)，可以實(shí)現(xiàn)未波及剩余油有效動(dòng)用，為井網(wǎng)調(diào)整研究提供理論依據(jù)。

3）形成了交錯(cuò)式行列井網(wǎng)模式，建立了變流線井網(wǎng)加密調(diào)整新技術(shù)，部署了高流線轉(zhuǎn)向率、大轉(zhuǎn)向角度加密井網(wǎng)，轉(zhuǎn)向角度大于30°，井網(wǎng)流線轉(zhuǎn)向率達(dá)80%，預(yù)測(cè)可提高采收率10.96%，延長(zhǎng)生命周期15 a，為河南油田聚合物驅(qū)后儲(chǔ)量有效動(dòng)用提供新技術(shù)，對(duì)油田可持續(xù)高質(zhì)量開(kāi)發(fā)具有重要意義。