普通稠油油藏聚合物驅提高采收率研究與實踐
——以孤島油田B21單元為例

張 娜，元福卿，魏翠華，趙方劍，李菲菲，岳 靜，李碩軒，王 毅

（中國石化勝利油田分公司勘探開發研究院，山東東營 257015）

勝利油區稠油油藏資源豐富，隨著油田開發進入中后期，產油量遞減加快，常規水驅開發效果不理想、采收率較低，采用熱采方法時熱損失嚴重，成本急劇增加［1］。近年來，化學驅提高普通稠油油藏采收率技術得到廣泛關注［2-4］，但普通稠油油藏聚合物驅技術多集中于室內體系研究，礦場開發效果的提升局限于井網調整和注采能力等研究，很少關注并評價其經濟性。李宗陽分析了原油黏度對二元復合驅開發效果的影響，同時考慮提高采收率和經濟性兩方面指標，提出了化學驅適用于地層原油黏度小于500 mPa·s的稠油油藏［5］。為此，筆者以孤島油田B21單元為目標區，從化學劑用量的角度，探索地層原油黏度大于500 mPa·s 的普通稠油油藏單一聚合物驅經濟高效開發技術。為進一步提高聚合物利用率，優化不同原油黏度稠油油藏驅替相與原油合理黏度比、高低濃度交替注入方式進而實現保證經濟效益條件下最大程度提升開發效果，優化了不同原油價格、不同聚合物價格下聚合物經濟極限用量，以期為普通稠油油藏單一聚合物驅經濟高效開發提供技術指導。

1 地質與開發概況

孤島油田B21單元位于孤島披覆背斜構造的最西端，含油面積為3.75 km2，石油地質儲量為880×104t，縱向上發育4個含油小層，分別為33，34，35和42小層。原始油層溫度為70 ℃，地層原油黏度為687 mPa·s，孔隙度為31.7%，滲透率為1 480 mD，屬高孔、高滲透的普通稠油油藏。1975年4月投產，天然能量開發，1978年1月投入注水開發，實施聚合物驅前油藏綜合含水率為89.1%，采出程度僅為25.7%，采油速度為0.67%，處于高含水、低采出程度、低采油速度開發階段，有必要將水驅轉換為聚合物驅，進一步提升開發效果。

2 聚合物驅關鍵參數優化

根據目標區實際油藏地質特征，利用數值模擬技術，建立水驅轉聚合物驅模型。假設該模型平面均質，縱向上設置4個等厚層，每個模擬層平均厚度為5 m，孔隙度為30%，考慮縱向非均質性，將4個模擬層的滲透率自上而下設置為700，1 200，1 700 和2 200 mD，平均為1 450 mD。平面網格步長為20 m×20 m，采用五點法面積井網開發，共4 個注采井組。設計模型水驅開發至含水率為92%時轉聚合物驅開發，后續水驅至含水率為98%時結束模擬。

應用Eclipse 數值模擬軟件，分別計算不同聚合物質量濃度、不同注入方式以及不同聚合物用量對聚合物驅效果的影響，并通過對比分析模擬結果對以上參數進行優選。采用聚合物驅提高采收率值和噸聚增油量作為參數優選評價標準［6-7］，其中聚合物驅提高采收率值是指聚合物驅開發含水率達到98%時預測采收率與水驅開發預測采收率的差值；噸聚增油量指每注入1 t 聚合物干粉所增加的產油量，是一個無因次量，用以表示聚合物驅的增油能力。

2.1 聚合物注入質量濃度優化

2.1.1 驅替相與原油合理黏度比界限

聚合物驅主要是通過增加注入流體的黏度來降低水油流度比，從而提高波及系數［8-9］。普遍認為，驅替相黏度越高，其擴大波及體積能力越強，驅油效果越好［10］；但是較高的黏度要求聚合物注入質量濃度增大，化學劑費用必然增加；但當驅替相黏度高到一定程度后，其經濟性變差。因此，驅替液的黏度必然存在一個合理區間［11］，須開展優化實驗以得到不同原油黏度對應的驅替相與原油合理黏度比，用以指導不同原油黏度油藏聚合物驅經濟開發。

根據目標區地層原油黏度，分別設計聚合物溶液黏度為30，40，50，60，70，80，100，120，140，160，180 和200 mPa·s，對比不同驅替相與原油黏度比條件下的聚合物驅提高采收率值。結果（圖1）表明，隨著驅替相與原油黏度比增大，提高采收率值增加。當驅替相與原油黏度比為0.09～0.20 時，提高采收率值升幅較大，相應的聚合物溶液黏度為60～140 mPa·s；繼續增大驅替相與原油黏度比，提高采收率值增幅趨于平緩，聚合物利用率降低。

圖1 驅替相與原油黏度比對提高采收率值的影響Fig.1 Influence of viscosity ratios of displacing phase to crude oil on enhanced oil recovery

針對不同原油黏度油藏，采用同樣方法優化了驅替相與原油合理黏度比，建立了不同原油黏度油藏聚合物驅的驅替相與原油合理黏度比界限圖版（圖2），用以指導普通稠油油藏聚合物驅注入質量濃度優化。

圖2 不同原油黏度下驅替相與原油合理黏度比界限圖版Fig.2 Boundary chart of viscosity ratios between displacing phase and crude oil at different crude oil viscosity

2.1.2 聚合物質量濃度界限

在實驗溫度為70 ℃、注入水礦化度為8 893 mg/L、地層原油黏度為687 mPa·s 的條件下，優選增黏性好的礦場在用聚合物產品，其質量濃度與黏度的關系如圖3所示。由于目標區驅替相與原油合理黏度比為0.09～0.20，計算得到聚合物溶液黏度應為61.8～137.4 mPa·s，通過圖3 確定目標區適用的聚合物質量濃度為2 000～2 500 mg/L。

圖3 聚合物溶液黏度與質量濃度的關系Fig.3 Viscosity of polymer solution versus mass concentration

2.1.3 聚合物最佳注入質量濃度

根據目標區聚合物注入質量濃度適用范圍，通過數值模擬優化最佳注入質量濃度。在保持聚合物驅主段塞尺寸為0.4 PV、注入速度為0.08 PV/a 不變的條件下，對比不同聚合物質量濃度下的提高采收率值，并在原油不含稅價格為60美元/bbl、聚合物價格為1.5×104元/t 的條件下開展經濟評價，對比財務凈現值。結果（圖4）顯示，隨著聚合物注入質量濃度的增加，聚合物驅提高采收率值增大，其中質量濃度為2 200 mg/L 時的財務凈現值最高。說明聚合物注入質量濃度為2 200 mg/L 時，目標區開展聚合物驅開發的經濟性更優。

圖4 不同聚合物注入質量濃度聚合物驅預測指標對比Fig.4 Comparison of prediction indexes at different mass concentrations

2.2 聚合物注入方式優化

黃斌等通過室內物理模擬實驗發現，在聚合物用量相同的條件下，變黏度聚合物驅提高采收率效果好于恒定黏度聚合物驅［12］。李丹于2018 年開展實驗，認為前置高質量濃度調堵段塞+后續低質量濃度段塞組合式聚合物驅效果好于低質量濃度單段塞聚合物驅，且聚合物用量較少［13］。大慶油區開展的礦場試驗結果證實，合理的多段塞交替注入方式較單一段塞注入產油量增加、聚合物用量降低。王珊珊等針對聚合物驅過程中出現的剖面反轉現象開展實驗，對比結果表明：滲透率級差為3.0 時，質量濃度為1 400 和800 mg/L 的聚合物交替注入方式較質量濃度為1 000 mg/L 的聚合物單一濃度連續注入方式可提高采收率3.5%［14］。結合目標區實際油藏條件，開展室內物理模擬實驗和數值模擬，在聚合物用量相同的條件下，優化聚合物驅主段塞的注入方式，包括統一濃度注入和高低濃度交替注入，進一步實現提質增效。

2.2.1 室內物理模擬實驗

物理模擬實驗溫度為70 ℃，所用模型為石英砂充填模型，長度為30 cm，直徑為2.5 cm，滲透率級差為3.0（1 000/3 000 mD），水驅至含水率為92%時轉聚合物驅，在聚合物用量相同的條件下，共設計3套實驗方案：①方案1 為一級段塞注入方式。聚合物驅注入量為0.5 PV，注入質量濃度為3 000 mg/L。②方案2為三級段塞注入方式。設計前置調剖段塞尺寸為0.1 PV，聚合物注入質量濃度為4 000 mg/L；主段塞尺寸為0.3 PV，聚合物注入質量濃度為3 000 mg/L；后置保護段塞尺寸為0.1 PV，聚合物注入質量濃度為2 000 mg/L。③方案3 為高低濃度交替注入方式。設計2個交替周期，每個周期內高、低質量濃度聚合物均分別注入0.125 PV，其中高、低質量濃度分別為4 000和2 000 mg/L。

模擬結果表明：方案3 即高低濃度交替注入方式提高采收率值最大，為23.9%；方案2 次之，為21.0%，方案1明顯低于其他2套方案，為13.8%。

由3 套實驗方案的分流率變化曲線（圖5）可以看出：方案3即高低濃度交替注入方式，低滲透層與高滲透層的分流率最為接近，而其他2個方案的高、低滲透層分流率差別較大；同時方案3 的低滲透層分流率在達到高點后平穩時間相對較長，即低滲透層受效時間大于方案1和方案2。結果說明：在聚合物用量相同的條件下，相比統一濃度注入，高低濃度交替注入方式能夠有效改善非均質油層的吸液剖面，從而延長聚合物驅有效期，提高開發效果。

圖5 不同注入方式下分流率隨注入量變化對比Fig.5 Fractional flow rate versus injection volume under different injection schemes

2.2.2 數值模擬

考慮到目標區原油黏度高、水驅開發存在竄流指進，設計較高濃度前置調剖段塞以起到抑制指進的作用［15-16］，共設計5 套不同注入方式聚合物驅方案進行對比，包括1 個一級段塞注入方案、2 個二級段塞注入方案、1個三級段塞注入方案以及1個主段塞高低濃度交替注入的二級段塞注入方案，注入速度均為0.08 PV/a。

方案1 為一級段塞注入方案，段塞尺寸為0.4 PV，聚合物注入質量濃度為2 200 mg/L。方案2 為二級段塞注入方案，設計前置調剖段塞尺寸為0.05 PV，聚合物注入質量濃度為2 500 mg/L；主段塞尺寸為0.40 PV，聚合物注入質量濃度為2 200 mg/L。方案3 為二級段塞注入方案，其前置調剖段塞聚合物注入質量濃度、主段塞尺寸和聚合物注入質量濃度均與方案2 相同，僅前置調剖段塞尺寸增至0.10 PV。方案4 為三級段塞注入方案，是在方案3 的基礎上增加了后置保護段塞，設計后置保護段塞尺寸為0.05 PV，聚合物注入質量濃度為2 000 mg/L。方案5 為二級段塞注入方案，其前置調剖段塞尺寸和聚合物注入質量濃度及主段塞尺寸均與方案3 相同，僅將主段塞的統一濃度注入方式改為高低濃度交替注入方式：主段塞設計4個交替周期，每個周期先注入0.05 PV 的質量濃度為2 600 mg/L 的聚合物，后注入0.05 PV 的質量濃度為1 800 mg/L 的聚合物。5個方案的數值模擬預測結果（圖6）表明，方案1—4的主段塞均采用統一濃度注入方式，方案4 的提高采收率值最高，為8.7%，說明后置保護段塞的設計在一定程度上延長了聚合物驅的有效期，但是由于聚合物用量的增加，其噸聚增油量低于方案2 和方案3，經濟性變差；而方案3 的提高采收率值（8.3%）僅次于方案4，同時由于二級段塞聚合物用量較低，因此，其噸聚增油量較高，為37.7 t/t。在方案1—4統一濃度注入方式中，方案3 的提高采收率值相對較高，且噸聚增油量最高；相比方案3，方案5是在相同聚合物用量條件下，對主段塞設計了高低濃度交替注入方式，其預計累積增油量比方案3 增加了2.6×104t，噸聚增油量提高了1.2 t/t。

圖6 不同注入方式下聚合物驅預測指標對比Fig.6 Comparison of prediction indexes of polymer flooding under different injection schemes

綜合室內物理模擬實驗和數值模擬預測結果發現，高低濃度交替注入方式通過改善高低滲透層吸聚差異，促進層間均衡動用，能夠在聚合物用量相同的條件下實現開發效果和經濟效益的有效提升。

2.3 聚合物經濟極限用量圖版制定

根據資源利用最大化原則，為進一步提升目標區聚合物驅開發效果，開展數值模擬研究不同聚合物用量的開發指標預測，以噸聚增油量為指標考察其經濟性［17-18］，優化得到不同原油價格和不同聚合物價格下的聚合物經濟極限用量［19］。數值模擬結果表明：①以聚合物價格為1.2×104元/t為例，當原油價格分別為40，50，60，70 和80 美元/bbl 時，對應的聚合物經濟極限用量分別為0.70，0.80，0.85，0.90 和0.90 PV，說明在聚合物價格穩定的條件下，隨著原油價格的上升，聚合物經濟極限用量呈現先增加后趨于穩定的趨勢。②以原油價格為40 美元/bbl 為例，當聚合物價格分別為0.9×104，1.0×104，1.1×104，1.2×104和1.5×104元/t 時，對應的聚合物經濟極限用量分別為0.80，0.75，0.75，0.70 和0.65 PV，說明在原油價格穩定的條件下，隨著聚合物價格的升高，經濟極限用量總體呈現下降趨勢。

根據不同原油價格、不同聚合物價格下聚合物經濟極限用量統計結果，制定了不同原油價格、不同聚合物價格下聚合物經濟極限用量圖版（圖7）。以經濟效益為導向，依據該圖版，目標區聚合物驅項目可根據原油價格和聚合物價格優化聚合物經濟極限用量，指導聚合物驅實現經濟效益下更高效開發。

圖7 不同原油價格不同聚合物價格下聚合物經濟極限用量圖版Fig.7 Economic limit usage of polymer under different crude oil and polymer prices

3 礦場應用效果

孤島油田B21單元于2012年9月礦場實施聚合物驅，采用主段塞高低濃度交替注入二級段塞注入方式，其中主段塞聚合物質量濃度分別為2 500 和2 000 mg/L。截至2021 年7 月，累積注入聚合物溶液0.512 PV，跟蹤分析礦場動態，注入壓力穩定上升，滲流阻力明顯增加，層間矛盾有所改善，實施聚合物驅后降水增油效果顯著。

注入壓力穩定上升 目標區注入聚合物后，注入壓力由注入聚合物前的9.6 MPa 穩定上升至11.6 MPa，說明注入的聚合物能夠有效增加驅替相的黏度，改善水油流度比。

滲流阻力明顯增加 阻力系數反映聚合物降低水油流度比的能力，是評價聚合物驅效果的重要參數之一。第1 段塞阻力系數由注入聚合物前的0.98 上升至1.37，到第2 段塞阻力系數上升至1.69，反映了試驗區的滲流阻力明顯增加。

層間矛盾有所改善 聚合物驅初期，聚合物溶液主要進入滲流阻力較低的高滲透層；隨著較高黏度聚合物溶液的注入，增加了高滲透層的滲流阻力，當高滲透層滲流阻力高于中、低滲透層時，聚合物溶液開始進入中、低滲透層，從而實現縱向均衡驅替。對比B21-1-14 注入井不同時期的兩小層相對吸水量發現，33和42小層的層間吸聚差異有所改善，隨著聚合物注入時間的增加，兩小層的吸聚差異減小（圖8），并逐漸趨于均衡。

圖8 B21-1-14井不同時期相對吸水量Fig.8 Relative injectivity of Well B21-1-14 in different periods

降水增油效果顯著 目標區實施聚合物驅后，日產油量由285 t/d最高上升至441 t/d，上升了156 t/d，綜合含水率由89.1%最低降至76.2%，下降了12.9%，截至2021 年7 月，已累積增油量為61.4×104t，提高采收率值達7.0%，降水增油效果顯著。

4 結論

研究制定的不同原油黏度對應的驅替相與原油合理黏度比界限圖版，對于指導不同原油黏度普通稠油油藏聚合物驅注入濃度優化具有重要意義。

在聚合物用量相同的條件下，高低濃度交替注入方式可改善非均質儲層的吸液剖面，聚合物驅開發效果和經濟性得到有效提升。

制定目標區不同原油價格、不同聚合物價格下聚合物經濟極限用量圖版，根據此界限，聚合物驅項目可同時結合原油價格與聚合物價格優化聚合物經濟極限用量。

在普通稠油油藏聚合物驅經濟高效開發技術的指導下，B21 單元聚合物驅礦場降水增油效果顯著，綜合含水率最大降幅為12.9%，日產油量最高上升了156 t/d。截至2021 年7 月，礦場累積增油量為61.4×104t，已提高采收率7.0%。