聚驅后油藏微觀剩余油水驅啟動方式及優化挖潛
——以雙河油田為例

張小靜，段秋紅，申乃敏，盧 俊，張連峰

（中國石化河南油田分公司勘探開發研究院，河南鄭州 450048）

河南油田目前有聚合物驅（聚驅）后轉后續水驅區塊22 個，地質儲量7 554.65×104t。聚驅后油藏綜合含水高、采出程度高，剩余油分布更加零散復雜[1]，如何進一步提高采收率是個普遍難題。近年來，勝利油田針對聚驅后油藏開展非均相復合驅取得了一定效果，但河南油田非均相復合驅技術剛剛起步，所以，今后很長一段時間內，聚驅后的儲量開采仍將以水驅開發為主。因此，探索聚驅后剩余油進一步水驅啟動方式和機理，是水驅改善聚驅后油藏開發效果的關鍵。本文利用微觀光刻仿真模型，以雙河油田聚驅后的重點層系核三段V 油組上層系和Ⅲ油組油藏為例，開展室內驅油實驗，研究聚驅后不同形態微觀剩余油水驅啟動方式和機理，為聚驅后續水驅進一步提高采收率提供重要技術支撐。

1 聚驅后微觀剩余油分布特征

利用紫外熒光圖像分析技術對雙河油田聚驅后的3 口取心井H5-116 井、檢8 井、檢9 井55 塊含油薄片（含油薄片厚度0.03 mm，大小2 cm×2 cm，每個樣品采集6～10 個視域點）進行掃描分析，按照不同熒光發光部分的原油發光面積占整個薄片視域的相對百分比，得到不同類型微觀剩余油的含油率，將微觀剩余油按形態分為三大類八小類[2-3]。結果表明:聚驅后的半束縛態剩余油含量最多，占總剩余油含量的57.4%，其中，膜狀最多，其次是角隅/盲端狀；束縛態剩余油含量較高，占總剩余油含量的28.2%；自由態剩余油含量相對較少[4-6]，占總剩余油含量的14.4%（表1）。自由態剩余油主要依靠水驅和聚驅進一步動用，半束縛態剩余油主要依靠化學驅降低界面張力、克服毛管力和黏彈性以提高驅油效率，束縛態剩余油在目前經濟技術手段下難以動用。

表1 聚驅后微觀剩余油定量分析統計

2 聚驅后微觀剩余油水驅啟動方式和機理

含油薄片紫外熒光掃描觀察的是靜態微觀剩余油形態及含量，而微觀剩余油的動態形成過程及水驅對不同形態微觀剩余油的驅替效果，一般采用微觀光刻仿真模型進行研究。

2.1 實驗材料與方法

2.1.1 微觀光刻仿真模型

根據聚驅后儲層微觀孔喉特性，選取檢9 井三種典型滲透率（300×10-3，600×10-3，900×10-3μm2）巖心鑄體薄片制作實際孔隙-骨架微觀可視光刻模型，經過潤濕性處理，在油藏條件下（溫度80.3 ℃、壓力16.9 MPa）開展驅油實驗，模型尺寸為40 mm×40 mm，共制作高滲模型（900×10-3μm2）和中滲模型（300×10-3，600×10-3μm2）的“2 口”仿真微觀模型各兩塊和“3 口”仿真微觀模型各一塊（圖1），即總計9 塊微觀仿真模型。模型的中軸線兩端分別打一小孔，作為注入井A 和采出井B、C。

圖1 仿真微觀模型示意圖

2.1.2 材料與設備

實驗室微觀驅替系統主要由驅替微量泵、體式顯微鏡、電腦和數據采集軟件、微觀光刻模型等組成（圖2）。其中，德國蔡司變焦體視顯微鏡選用物鏡0.3X、1.0X、1.5X；美國ISCO 泵流速為0.000 01～22.000 00 mL/min；川大西圖微觀模擬驅替動態圖像分析系統軟件CIAS-SCU-Q。

圖2 微觀驅油實驗設備

2.1.3 實驗步驟

（1）模擬油藏溫度和壓力（80.3 ℃、16.9 MPa），建立束縛水飽和度，然后以0.005 mL/min 流速水驅油至含水達95%，待壓差基本穩定時，結束水驅。

（2）轉聚驅0.8 PV，再轉后續水驅0.6 PV。

（3）利用不同注水方式進行后續水驅2.0 PV。

（4）拍攝整體和局部放大圖像，并進行分析，采用面積法對不同形態剩余油進行量化。

2.1.4 實驗方案

開展水驅→聚驅→后續水驅驅油實驗，研究聚驅后不同水驅開發方式，即周期注水、改變壓力梯度、液流轉向對采收率的影響，明確不同類型微觀剩余油的啟動順序、方式。具體實驗方法如下:

（1）周期注水。采用“2 口”微觀模型進行周期注水驅油實驗。后續水驅采用交替注采的周期注水方式注入2.0 PV:采油井B 采油，注水井A 停注→注水井A 壓力降至原注入壓力50%時，注水井A 注水，采油井B 停采→注入壓力上升至原注入壓力的150%時，采油井B 采油，注水井A 停注；周期重復至后續水驅2.0 PV 結束。記錄并計算采收率數據及剩余油分布數據。

（2）改變壓力梯度。同樣采用“2 口”微觀模型進行改變壓力梯度水驅油實驗。對聚驅后的微觀模型，以回壓值為地層壓力值，通過改變水驅速度（0.005，0.010，0.015 mL/min）獲取不同壓力梯度值，完成水驅壓力梯度變化開發方式實驗。記錄并計算其采收率數據及剩余油分布數據。

（3）液流轉向。采用“3 口”微觀模型進行液流轉向水驅油實驗。對聚驅后的微觀模型，將B 口關閉，繼續從A 口注水，但從C 口采油，水驅2.0 PV 結束。記錄并計算其采收率數據及剩余油分布數據。

2.2 實驗結果分析

2.2.1 微觀光刻仿真模型與熒光薄片分析對比

微觀光刻仿真模型水驅后剩余油呈膜狀、孤島狀、簇狀等展布類型，與熒光薄片分析微觀剩余油展布類型基本吻合。微觀光刻仿真模型水驅后聚驅剩余油與靜態熒光薄片分析微觀剩余油展布類型的對應關系是:膜狀-膜狀、孤島狀-斑狀、簇狀-簇狀、盲端狀-角隅狀/盲端狀[6]。

2.2.2 結果分析

（1）液流轉向。液流轉向對滲透率為900×10-3μm2的高滲模型的水驅開發效果最好，可提高采收率2.79%；其次為滲透率為600×10-3μm2的中滲模型，提高采收率為2.23%；滲透率為300×10-3μm2的中滲模型提高采收率幅度最小，為1.75%。可見滲透率越高，微觀非均質差異越大，聚驅后其液流轉向效果越好（圖3）。對于滲透率為600×10-3μm2的中滲模型，液流轉向后主要啟動盲端狀剩余油；對于滲透率為900×10-3μm2的高滲模型，液流轉向后注入水進入水驅和聚驅未波及的孔隙將簇狀剩余油驅替出來，但由于孔隙半徑較大，孔隙中容易形成孤島狀剩余油，造成孤島狀剩余油含量增加，由6.42%上升到9.08%，所以液流轉向主要啟動“簇狀”剩余油（表2）。

圖3 液流轉向水驅后簇狀剩余油動用過程

表2 不同滲透率模型液流轉向后微觀剩余油含量和提高采收率統計

（2）改變壓力梯度。改變壓力梯度對中滲模型驅油效果較好（圖4），采收率分別提高了2.18%、1.33%，但不同的滲透率模型所動用的微觀剩余油形態不同，滲透率為300×10-3μm2的中滲模型主要動用“簇狀”剩余油，滲透率為600×10-3μm2的中滲模型主要動用“盲端狀”剩余油；滲透率為900×10-3μm2的高滲模型采收率僅提高0.33%（表3）。隨著壓力梯度的增加，注入水逐步進入非主滲流通道，開始利用孔隙壁面的親水性，沿管壁滲流剝蝕“簇狀”剩余油，并隨著注入時間增長，壓力梯度增高，更多非主流滲流通道中的“簇狀”殘余油被波及而驅替出來；同時水驅推動主流線聚驅殘液，進一步波及“盲端狀”剩余油，將“盲端狀”剩余油拖拽出來。改變壓力梯度主要啟動中滲模型“簇狀”剩余油和“盲端狀”剩余油，以及少量高滲模型“盲端狀”剩余油。

（3）周期注水。不同滲透率微觀模型水驅-聚驅-后續水驅采用周期注水開發方式的驅油效果差異不大（表4），表明聚驅后采用周期注水提高采收率效果不明顯。

圖4 改變壓力梯度后非主流滲流通道盲端狀剩余油動用過程

表3 不同滲透率模型改變驅替壓力梯度后微觀剩余油含量和提高采收率統計

表4 不同滲透率模型周期注水后微觀剩余油含量和提高采收率統計

3 聚驅后剩余油水驅優化挖潛方法

3.1 井網抽稀實現液流轉向

根據聚驅后雙河油田核三段V 油組上層系地質特征建立單層典型數值模型，模型孔隙度為19.6%、滲透率為563×10-3μm2、有效厚度為3.0 m，開展井距為300 m 的五點法井網水驅至含水95%→聚驅0.8 PV→后續水驅0.5 PV 的數值模擬，研究井網抽稀前后（井距由原來的300 m 增至420 m）剩余油及流線的分布特征（圖5）。結果顯示:井網抽稀后采收率由48%提高到52%，抽稀后井網流線重新分布，原壓力平衡區（圖5 中A 區、B 區）流線由稀少變得密集，含油飽和度由38%下降至36%，說明抽稀井網后剩余油得到了較好動用[7-9]。

3.2 縮小井距增大壓力梯度

建立代表核三段V 油組上層系上傾尖滅區地質特征的單層數值模型，模型孔隙度為16.1%、滲透率為250×10-3μm2、地層厚度為1.6 m，針對上傾尖滅區開展縮小井距增大壓力梯度提高采收率的研究。結果表明:隨著井距縮小、壓力梯度不斷增大、注入水波及面積逐漸增大，累計產油量增加，采收率提高明顯（表5）[10-11]。

4 典型井組現場實施效果

4.1 井網抽稀

針對核三段Ⅴ油組上層系聚驅后水淹嚴重，主力層主體區高耗水層帶發育的特征，通過抽稀井網，同時實施分采分注、液流轉向、封堵調控技術[12]。在主力層開展8 個井組井網試驗（圖6），關停強水淹區油井5 口、優勢注水方向水井6 口，抽稀后井距由290 m 增至540 m，液流轉向率達到53%，實施后，井組日產液由832 m3下降到498 m3，日產油由 14.20 t 上升到 16.50 t，累計降低無效產液2.60×104t，降低無效注水1.9×104m3。

圖5 抽稀前后井網、注水流線及剩余油展布特征

表5 縮小井距增大壓力梯度提高采收率數據統計

圖6 井網抽稀前后井網展布

4.2 縮小井距

針對核三段Ⅲ油組聚驅后動用較差的中滲油層及非主流線區剩余油，利用過路井補孔縮小井距提高壓力梯度，進一步動用壓力平衡區內的剩余油。采油井T314 井距離注聚井T308 井362 m，因物性較差，井距較遠，注聚難以受效，地層能量低，日產液1.0 m3，日產油0.80 t，含水16%。通過動靜態分析后，對距離注聚井T308 井280 m 處的T426 井補孔生產，井距縮小82 m，措施后T426 井日產液78.0 m3，日產油5.00 t，含水92.5%，增油效果顯著（圖7）。

圖7 T426 井區井位展布和開采曲線

井網抽稀液流轉向和縮小井距提高驅替壓力技術在雙河油田核三段Ⅴ油組上層系和Ⅲ油組油藏應用，研究區自然遞減大幅減緩，由16.53%減緩至7.07%，降幅達9.46%，降低無效產液201.3×104m3，降低無效注水176.4×104m3，階段增油3.62×104t，預計提高采收率1.45%。

5 結論

（1）室內研究表明，聚驅后水驅仍能進一步提高采收率，但提高幅度有限。實驗結果表明，聚驅后提高微觀剩余油水驅效果的工藝技術，按采收率提高效果排序為:液流轉向＞增大驅替壓力梯度＞周期注水。

（2）聚驅后進一步水驅啟動的主要是簇狀和盲端狀剩余油。對于水驅和聚驅未波及的簇狀剩余油，可以通過液流轉向進一步動用；對于中滲油層，可通過增大驅替壓力梯度，提高簇狀和盲端狀剩余油的動用效果。