雙河油田Ⅳ1-3層系非均相復合驅井網調整研究

張連鋒，梁麗梅，薛國勤，龍衛江，申乃敏，張伊琳，張小靜

（1.中國石化河南油田分公司勘探開發研究院，河南南陽473132；2.河南省提高石油采收率重點實驗室，河南南陽473132）

雙河油田北塊Ⅳ1-3層系自1977年底投入開發以來，共經歷了早期注水、細分層系開采、一次加密調整、二次加密調整、局部細分完善調整、聚合物驅及后續水驅7個開發階段[1-2]，目前已經進入特高含水期。如何進一步大幅度提高原油采收率，穩定油田產量，保障油田的可持續發展，是開發面臨的重要課題。聚合物驅后油藏非均質性進一步增強，剩余油分布更加零散，多年的水驅及聚合物驅開發導致原井網主流線區域大多呈現強水淹、高含水的特點。對于這一類油藏的開發，除了建立波及能力更強、驅替效率更高的化學驅油體系之外，井網調整也是一種非常重要的輔助措施[3-8]。因此，勝利油田提出了“井網調整+非均相復合驅”的開發方式，開展了礦場先導試驗，大幅提高了聚合物驅后油藏的采收率，并在高油價的情況下獲得了較好的經濟效益[9-12]。然而，隨著近年來國際油價的大幅下滑，井網調整需要綜合考慮井網形式、井距大小及流線轉換角度等因素對油田采收率和經濟效益兩方面的影響[13-15]，通過優化得到各種影響因素的經濟、技術界限。對于聚合物驅、二元復合驅、三元復合驅等成熟的化學驅技術井網、井距的論證，已有的大量研究工作形成了可靠的方法和結論，但非均相復合驅油體系與上述化學驅驅油體系有著本質的區別。針對非均相復合驅進行井網、井距及井網綜合調整方法研究，具有重要的意義。因此，采用數值模擬方法，運用中國石化自主研發的SLCHEM化學驅數值模擬軟件[16-20]，通過概念模型與實際礦場模型模擬對不同的井網調整模式進行了評價。

1 研究區概況

1.1 油藏地質概況

雙河油田北塊Ⅳ1-3 層系位于南襄泌陽凹陷西南雙河鼻狀構造帶①號斷層以北區域，屬古近系核桃園組核三段地層，扇三角洲沉積，巖性是一套以礫狀砂巖、含礫砂巖為主的混雜砂礫巖復合體。其含油面積8.82 km2，地質儲量1 127×104t，油藏埋深1 568～1 760 m，含油井段長達192 m，自上而下分為3個小層，12個單層，14個油砂體。主力層平均滲透率最大為0.68 μm2，最小為0.41 μm2，油組平均滲透率為0.63 μm2，級差18.2，變異系數0.71，突進系數3.82。層系地層溫度79.6 ℃，地下原油黏度6.5 mPa·s，總礦化度7 530 mg/L。

1.2 開發概況

自1977年底投入開發以來，雙河油田北塊Ⅳ1-3層系共經歷了早期注水階段、細分層系開采、一次加密調整、二次加密調整、局部細分及完善調整、聚合物驅及后續水驅7 個開發階段[1-2]。目前層系采出程度為43.4%，綜合含水98.3%，已進入特高含水開發階段。由于長期注水注聚開發，儲層非均質性更加嚴重，注采優勢通道發育，竄流嚴重，開發效果變差。

2 聚合物驅后非均相復合驅井網及井距適應性

2.1 井網形式適應性

雙河油田Ⅳ1-3區塊經歷過多次井網調整，目前采用的是不規則面積井網開發方案。為排除各類復雜因素的影響，采用概念模型對聚合物驅后非均相復合驅井網形式的適應性進行數值模擬研究，模型的油藏地質參數采用實際油藏數據。地質模型平面網格分布為100×100，網格步長15 m，垂向分為5層，每層有效厚度為2 m，孔隙度為0.2，平面滲透率為630×10-3μm2，殘余油飽和度為0.317，原油黏度為6.25 mPa·s。在該模型上，部署4 套井網：五點法面積井網，反七點法面積井網，反九點法面積井網和排狀井網。為保證不同的井網形式總注采井數相同，設計五點法面積井網的注采井距為335 m；反七點法面積井網的注采井距是300～335 m；反九點法的注采井距為300～335 m；行列式井網的注采井距為335 m。4 套井網的注采井距相差不大，儲量控制程度基本一致。驅替方案設計為：水驅25 a后（含水率98.3%～98.5%）注入0.6PV的聚合物，后續水驅至含水率98%，再注入0.6PV的非均相復合驅體系，繼續后續水驅15 a，注采比1∶1，注入速度為0.1PV/a。模擬結果（表1）表明，五點法面積井網提高采收率最高，開發效果最好，更能夠滿足聚合物驅后非均相復合驅油藏提高采收率需要。

表1 不同井網形式最終提高采收率效果對比Table 1 Comparison of ultimate recovery enhanced by different well patterns

2.2 井距適應性

在井網形式適應性研究的基礎上，以五點法井網為基礎，研究不同井距條件下提高采收率和噸聚增油量。建立1 注4 采的均質概念模型，油水性質、油水相對滲透率曲線、孔隙度等油藏條件及地質參數與本文的概念模型相同，平面網格步長10 m，注采井距約為350 m，網格規模為7 203個（49×49×3）。針對該模型，水驅至含水98%后注入0.6PV的聚合物溶液，聚合物驅結束后，再水驅直至含水98%時結束。

在聚合物驅后剩余油分布的基礎上，設計注采井距分別為350 m、250 m、150 m、100 m，開展注采井距對非均相復合驅開發效果影響研究。驅替方案設計為：首先注入0.6PV的非均相體系（0.4%表活劑+0.12%聚合物+0.12%黏彈性顆粒驅油劑），然后后續水驅直至15 a。模擬結果（圖1）表明：隨著井距不斷縮小，非均相復合驅提高采收率值呈現先上升后下降的趨勢，井距為150 m 時提高采收率值最高，開發效果最好；當注采井距小于150 m 時，提高采收率值呈下降趨勢，其原因可能是井距過小，導致注入水或者化學驅油體系更容易發生竄流，影響開發效果。

圖1 不同井距非均相復合驅提高采收率效果對比Fig.1 Effect of EOR by heterogeneous composite flooding of different well spacing

從不同注采井距的綜合含水率也可以看出，井距越小，綜合含水率下降幅度越小，回返的時間也越短（圖2）。

圖2 不同井距非均相復合驅綜合含水變化對比Fig.2 Variation of comprehensive water cut by heterogeneous composite flooding of different well spacing

加密井網時，新井按照返層系井計算，作業費為30萬元/井，油水井別轉換費用為50萬元/井，將作業費用全部轉化為聚合物用量，折算當量噸聚增油量效果進行對比，見圖3。

圖3 不同井距非均相復合驅當量噸聚增油量對比Fig.3 Oil equivalent increasing per ton of polymer flooding by heterogeneous composite flooding of different well spacing

從當量噸聚增油量來看，350 m井距措施工作量少，效果最好；250 m井距由于油水井別轉換較多，噸聚增油效果不如150 m井距。因此，在實際的井網調整中，應綜合考慮老井的可利用情況和新井的工作量，確定合理井距。

2.3 注采流線調整角度適應性

在聚合物驅后非均相復合驅井網形式及井距適應性研究的基礎上，開展聚合物驅后非均相復合驅的流線調整角度對開發效果的影響。

利用雙河油田Ⅳ1-3層系的實際油藏數值模擬，完成水驅、聚驅、后續水驅等實際生產過程的歷史擬合，在擬合完成后的剩余油飽和度模型基礎上，切取一個五點法模型，生產井按順時針方向分別轉變30°、45°、60°，進行聚合物驅后非均相復合驅流線調整角度研究。

設計如下5套方案。

方案1（水驅）：繼續水驅15 a。

方案2（非均相復合驅）：非均相驅5 a 后轉為后續水驅10 a，聚合物為1 800 mg/L，表面活性劑為1 500 mg/L，黏彈性顆粒驅油劑為1 500 mg/L。

方案3：方案2 中注非均相復合驅時，井網按圖4b調整（旋轉30°）。

方案4：方案2 中注非均相復合驅時，井網按圖4c調整（旋轉45°）。

方案5：方案3 中注非均相復合驅時，井網按圖4d調整（旋轉60°）。

利用非均相驅數值模擬軟件SLCHEM 進行模擬，模擬結果如表2所示。

根據表2和圖4的計算結果可知：進行水驅或非均相驅，井網轉換角度為45°時，提高采收率效果最好，流線轉變后驅替方向也發生了變化，采油井旋轉45°時驅替面積最大。

除單純的轉變流線角度，還對模型的滲透率（均質、非均質）、油水黏度、油水密度、注入化學劑的黏度等參數進行了敏感性分析，發現注采黏度比（注入化學劑的黏度與原油黏度的比值）是影響計算結果的關鍵因素。設定不同的注采黏度比、轉換角度，研究注采黏度比、轉換角度對采收率的影響，模擬結果如圖5所示。

表2 不同井網形式最終提高采收率效果對比Table 2 Ultimate EOR of different well patterns

圖4 不同流線轉變角度條件下水驅和非均相驅提高采收率效果對比Fig.4 EOR of water flooding and heterogeneous flooding under different flow line transformation angles

從圖5可看出，當地下原油黏度較低而注入化學劑的黏度較高時，流線轉變不一定能提高采收率，甚至可能起到反作用，主要原因是注入體系與原油的黏度比較高，波及效果好，黏性指進作用較小甚至可以忽略；當地下原油黏度逐漸升高時，黏性指進現象愈加明顯，注入體系的波及作用減弱，主流線與非主流線的剩余油差異較為明顯，此時進行井網流線角度調整效果會更好。注入體系黏度與原油黏度比值在0.3 以下時，隨著井網調整角度的增加，尤其當調整角度在45°時，提高采收率效果最好。此外，非均質性對井網調整效果也有較大影響[9,15-17]。

綜上所述，進行井網流線調整時，需要綜合地質與油藏兩方面的因素，既要考慮流體黏度比的作用，又要與地質模型的非均質性相結合，充分考慮不同因素對于剩余油的控制作用，對流線進行合理調整。

圖5 注采黏度比、轉變角度對采收率的影響Fig.5 Effects of injection-production viscosity ratio and transformation angles on oil recovery

3 井網調整實際應用

在雙河油田Ⅳ1-3 層系的地質條件及實際井網基礎上，依據井網、井距適應性及注采流線調整角度研究結果，優化部署了以5點法面積井網為主的非均相復合驅井網，井距整體控制在150～300 m 的合理范圍之間，充分利用井別轉換、新井、側鉆和大幅度的轉變液流方向。調整后總井數60口，其中油井34口，注入井26口，井網控制儲量390.4×104t，液流方向改變率47.4%，油井多向受效率50%，為擴大波及體積，有效動用儲層非均質影響的剩余油奠定了基礎。

利用數值模擬技術，分別計算了水驅和非均相復合驅15年末的采收率。非均相復合驅段塞設計為：0.1PV×（1 500 mg/L 聚合物+1 000 mg/L 黏彈性顆粒驅油劑）+0.4PV×（0.2 %表活劑+1 200 mg/L 聚合物+800 mg/L黏彈性顆粒驅油劑）+0.1PV×（1 500 mg/L聚合物+1 000 mg/L 黏彈性顆粒去油劑）。計算結果為：井網調整水驅提高采收率0.78%，井網調整+非均相驅提高采收率6.95%。

4 結論

1）雙河油田Ⅳ1-3層系地質與油藏條件的概念模型計算結果表明：聚合物驅后非均相復合驅采取五點法面積井網提高采收率幅度較高，井距在150 m左右開發效果較好，考慮噸聚增油或經濟性影響，井距應根據可利用老井及新井的工作量情況適當放大。

2）聚合物驅后通過井網對注采流線進行調整，需要綜合考慮注入體系與原油的黏度比、地層的非均質性的影響。均質條件下，注入體系黏度與原油黏度比值小于0.3 時，隨著井網調整角度的增加，提高采收率的效果更好，調整角度在45°時效果更為明顯。

3）根據雙河油田IV1-3層系非均相復合驅先導試驗區的地質模型與現井網，優化并設計了井距在150～300 m，考慮一定流線角度轉變，整體以五點面積法為主的井網調整方案，為先導試驗的開發方案優化與制定提供了理論依據與技術參考。