泌238断块凝胶与聚合物多轮次交替注入参数优化研究

申乃敏，张连锋，李俊杰，卢 俊，龙卫江，胡书奎

（1.中国石化河南油田分公司勘探开发研究院，河南南阳473132；2.河南省提高石油采收率重点实验室，河南南阳473132）

聚合物驱技术具有降低驱替液与被驱替液的流度比、扩大波及体积、提高微观洗油效率的特征，该技术从20 世纪90年代进入现场试验以来，已经成为大庆、胜利、河南等油田原油增产和稳产的重要措施[1-3]。凝胶驱技术具有改善油水流度比和油藏非均质性的双重特征，近些年在各大油田也得到广泛应用[4-6]。然而关于水驱后凝胶体系与聚合物多级段塞交替注入参数优化及聚合物注入质量浓度差异化调整等方面的研究却鲜有报道。针对长期注水开发后地下形成大孔道，平面窜流严重的油藏，开展了凝胶体系与聚合物多级段塞交替注入参数优化及聚合物注入质量浓度差异化调整研究，旨在分析化学驱段塞组合方式及差异化调整聚合物注入质量浓度对开发效果的影响。

1 地质开发简况

1.1 地质特征

下二门油田泌238 区块油藏类型为构造—岩性油藏，沉积类型为扇三角洲相沉积。岩性以含砾细砂岩为主，主要矿物成分为石英、长石、岩屑，胶结物主要为泥质胶结物，胶结类型主要为孔隙型胶结类型，岩石颗粒主要为次圆颗粒。储层物性中等，孔隙度介于10.1%～30%，平均孔隙度为17%～18%；渗透率介于0.03～0.9 μm2，平均渗透率为0.21 μm2。平面上由北向南顺物源方向物性呈变差趋势，主体区孔隙度、渗透率较高，东南部砂体逐渐尖灭，物性相对较差。油层原油性质属普通稠油，70 ℃时原油黏度为115～130 mPa·s，计算地层温度下脱气原油黏度为223.3 mPa·s。油层温度为58.1℃，原始油层压力为11.96 MPa，地面原油密度为0.900 2～0.915 4 g/cm3。

1.2 开发特征

下二门油田泌238 断块自1981年底开始投产，先后经历了天然能量开发及注水开发两个阶段，目前处于注水开发中后期。截止到2019年底，区块综合含水率为97.14%，采出程度为25.14%。

自投产以来，主体区2口中心油井的累产液量一直占层系总产液量的40%～60%，中心区域开采强度较大；示踪剂检测结果证明下22 井、T7-237 井和T7-225 井向中心井的窜流速度最高达到222 m/d，注水优势方向窜流明显；2003年后共进行了5 次整体调剖，调剖初期增油降水效果显著，但有效作用时间短，含水回返快，产油量下降。以中心油井T7-233井为例，第一次调剖初期日产油由3.3 t 上升至9.4 t，含水率由89.9%下降至68.7%，但5～6个月之后，日产油重新下降至3.4 t，含水率上升至87.4%，进一步表明油藏地下优势通道发育，进行调剖可有效扩大波及体积，但单次调剖有效作用时间短，需要采用针对性强的注入方式开展化学驱，改善开发效果。

2 油藏地质模型的建立

依据区块的实际情况，流体性质及参数均采用油田实际数据，应用Petrel 建模软件建立3D（三维）地质模型，模拟区共有18口井，包括5口水井和13口油井。网格节点划分为74×44×21=68 376个，选用近五点法井网部署，注采井距150～220 m。该地质模型纵向上划分为20 个单层，其中油砂层10 个（包括主力层5个），非渗透层10个。

采用Eclipse 黑油模拟器E100 笛卡尔坐标系统和角点网格，初始状态为油水两相，拟合时间为1982—2019年，储量拟合相对误差为0.29 %。模拟时，油井的工作制度采用定液生产，水井采用定注入量，产油、产水拟合度较高，模拟计算出累计产油16.01×104t，与实际累产油相比绝对误差为0.16×104t，相对误差为0.9%，拟合率较高。

3 注入参数优化研究

3.1 凝胶与聚合物交替注入机理研究

聚合物溶液具有黏弹性，在驱油过程中，依靠其黏性能够改善油水流度比、扩大宏观波及效率；同时依靠其弹性能够携带水驱无法驱动的残余油，降低残余油饱和度，提高微观驱油效率[7]。凝胶是由聚合物和交联剂形成的弱交联体系，其体系具有一定黏度，三维网状结构以分子间交联为主，分子内交联为辅。当凝胶被注入到非均质地层后，会优先进入渗流阻力较小的高渗透地层，使高渗层主流通道的渗流阻力逐渐增大，可以暂时封堵高渗透层，使后续注入的流体进入到波及较少甚至是未波及到的中、低渗透层，从而提高了宏观波及效率[8]。泌238 断块长期注水开发过程中，形成的注采大孔道比较发育，窜流严重。为了抑制窜流，目标单元历史上进行过物理和化学调剖，窜流层得到了有效封堵，中低渗透层得到了有效波及，但因单次调剖的剂量小、次数少，调剖作用的有效期短，驱替前缘过早突破。为延长调剖的作用时间，发挥聚合物驱油的作用，采用凝胶与聚合物交替注入的方式开展化学驱，可以充分发挥凝胶调剖和聚合物驱油两项技术的协同效应，改善开发效果。

3.2 注入参数优化设计

3.2.1 数值模型参数设计

数值模型参数直接引用室内物理模拟实验研究结果，聚合物质量浓度为2 100 mg/L，段塞尺寸为0.6 PV。在室内实验研究的基础上，采用下二门油田泌238 块实际油藏模型，将Eclipse 水驱历史拟合末期场作为计算的初始场，开展凝胶与聚合物交替注入参数优化研究。因凝胶驱提高采收率的机理认识比较复杂，目前对凝胶驱的数值模拟研究缺乏成熟的数学模型和求解方法，为了研究方便，在黑油模型基础上，凝胶采用高质量浓度聚合物驱代替，相对渗透率曲线统一采用室内测定的聚合物驱相对渗透率曲线。数值模型井网为近五点法面积井网，平均注采井距为191 m，总井数为18 口，采油井为12 口，注聚井为6口，油水井数比为2:1。

3.2.2 注入速度优化

为确定合理注入速度，设计注聚合物质量浓度为2 100 mg/L，注入0.6 PV，设计注入速度分别为0.08，0.09，0.1，0.11，0.12，0.13，0.14 PV/a 的7 个水平进行数模预测。结果表明注入速度为0.1 PV 时，采收率增幅最大（图1），因此，确定泌238 块选取0.1 PV/a 的注入速度。

图1 注入速度对驱油效果的影响Fig.1 Influence of injection rate on oil displacement effect

3.2.3 段塞结构优化

前人的研究表明，段塞结构对驱油效果有显著的影响，对于同一个油层或油田来说，通过段塞结构最优化设计，可以实现在相同的化学剂用量的情况下采收率更高，或在相同采收率情况下化学剂用量最低[9-10]。本次研究在确定总段塞量为0.6 PV、聚合物溶液质量浓度为2 100 mg/L、注入速度为0.1 PV/a的条件下，主要开展段塞结构组合对化学驱驱油效果的影响。

首先，注入不同段塞量的凝胶体系进行驱油（聚合物相对分子质量为1 800 万、聚合物溶液质量浓度为1 500 mg/L、聚交比为15:1的铬离子凝胶体系）；然后，进行聚合物溶液主体段塞驱油（聚合物相对分子质量为1 800 万、聚合物溶液质量浓度为2 100mg/L、黏度为90 mPa·s、拟定注入速度为0.1 PV/a、油井定液生产）；最后，再注入不同段塞量的凝胶体系进行驱油（聚合物相对分子质量为1800万、聚合物溶液质量浓度为1 500 mg/L、聚交比为15∶1 的铬离子凝胶体系），用Eclipse模拟器开展水驱后凝胶与聚合物交替注入参数优化研究。

优化结果表明：前置和后置段塞对化学驱驱油效果有明显影响，随着前置和后置段塞量的增大，提高采收率是逐渐上升的，但当段塞量达到0.06 PV时，提高采收率值开始变缓，出现拐点。此时的提高采收率值为6.86 %，比没有前置和后置段塞时的6.45%高0.41 个百分点（图2、图3），而且此时增加的聚合物量非常少，大大提高了聚合物驱的技术经济效果[11-15]。

图2 前置段塞大小对驱油效果的影响Fig.2 Effect of pre-slug size on oil displacement

图3 后置段塞大小对驱油效果的影响Fig.3 Effect of post slug size on oil displacement

综上确定采用三级段塞注入，即前置段塞为0.06 PV凝胶体系，主体段塞量为2 100 mg/L×0.48 PV，后置段塞为0.06 PV凝胶体系。

3.2.4 主体段塞优化

下二门油田泌238块在长期的注水开发过程中，表现出平面注水优势方向发育，平面窜流严重，分析地下可能存在大孔道，造成单向注水严重或注水短路循环，而且该单元在水驱开发阶段曾进行过多次调剖，但从调剖效果来看，整体表现出效果明显，但有效期短。基于以上问题，在对主体段塞进行优化设计时，考虑将主体段塞细化成凝胶体系段塞和聚合物段塞交替注入。为确定凝胶和聚合物最优段塞，在相同注入量的前提下，设计了多轮次小段塞和低轮次大段塞5 种设计方案开展凝胶和聚合物段塞交替注入（表1）。数值模拟优化结果表明：随着凝胶体系段塞和聚合物段塞交替注入频次的增加，提高采收率值呈上升趋势，主体段塞为多轮次小段塞的组合方式提高采收率最高，提高采收率值为7.92%，比没有细化之前的6.86 %高1.06 个百分点；而且在相同段塞大小条件下，凝胶+聚合物驱时多轮次小段塞的采收率高于低轮次大段塞的采收率（图4）。分析其原因，由于多轮次小段塞注入后，压力上升速度慢，压力的交替升缓造成多轮次交替注入时的开发效果优于低轮次交替注入时的开发效果[16-18]。因此，对于存在大孔道的高含水油藏来说，化学驱注入过程中主体段塞更适合采用多轮次小段塞的组合方式。

表1 主体段塞组合方式Table 1 Combination mode of main slug

图4 不同方案提高采收率的变化Fig.4 EOR of different schemes

3.2.5 聚合物质量浓度差异化设计

下二门油田泌238块因平面非均质性较严重，导致不同的注入井吸水能力不同。从目前注入井单井的视吸水指数曲线可以看出：T7-238 井的吸水能力相对较差，每米视吸水指数小于0.5（图5），而且在数值模拟参数优化过程中发现，T7-238 井在注聚过程中表现出压力上升幅度较大。为避免聚合物溶液注入过程中该井出现憋压注不进的现象，有必要对每米视吸水指数小于0.5 的注入井的聚合物质量浓度进行个性化设计，以保证现场稳步注入。同时，为保障开发效果，保持全区最优聚合物注入质量浓度2 100mg/L 不变，对具有压力上升空间的井，即每米视吸水指数大于1.5 的井也进行相应的聚合物注入质量浓度调整。

图5 注入井的每米视吸水指数曲线Fig.5 Water absorption index per meter of injection wells

数值模拟优化结果表明：在保持全区聚合物平均注入质量浓度不变的条件下，适当差异化调整内部注入井的聚合物质量浓度，提高采收率值呈上升趋势。当注入井平均聚合物质量浓度调整幅度为20%时，提高采收率值开始变缓并出现拐点，之后随质量浓度调整幅度的继续增加，采收率增幅呈下降趋势（图6）。分析其原因：由于地层存在非均质性，每口井每个层因物性差异必然会导致井—井、层—层之间也存在吸水能力的不同，物性好或者存在大孔道的地层吸水能力强，物性差或者靠近尖灭区的位置则吸水能力弱，个性差异化调整每口井的注聚质量浓度可以保证现场平稳有效均衡驱替，避免了高渗层堵不住、低渗层注不进的问题[19-20]。因此，在现场实际注入过程中，建议聚合物质量浓度调整幅度控制在20%左右。

图6 不同个性化设计方案提高采收率对比Fig.6 Comparison of EOR with different personalized design schemes

4 结论

1）利用数值模拟方法对下二门泌238 块化学驱段塞结构优化，优化结果采用三级段塞注入，即前置段塞为0.06 PV 凝胶体系，主体段塞量2 100 mg/L×0.48 PV，后置段塞为0.06 PV凝胶体系。

2）利用Eclipse 数值模拟软件设计预测方案研究不同凝胶和聚合物段塞组合对采收率的影响，结果表明，主体段塞为多轮次小段塞交替注入的提高采收率值效果优于低轮次大段塞交替注入。

3）为解决平面非均质性导致的不同注入井吸水能力不同的问题，开展了聚合物注入质量浓度差异化调整研究。结果表明，当注入井聚合物质量浓度调整幅度为20%时，提高采收率出现拐点，随质量浓度调整幅度的继续增加，采收率增幅呈下降趋势。