海上油田非均衡化学驱理念、模式及先期实践

康晓东, 孙 哲*, 张 健, 未志杰

(1.中海油研究总院有限责任公司，北京 100028；2.海洋石油高效开发国家重点实验室，北京 100028)

储层非均质性是油藏的基本特性，这种秉性使得水驱后，不论层间、层内，还是微观，都存在常规水驱技术手段难以高效动用大量剩余油的问题[1-2]。20世纪90年代，以陆地油田为代表的大庆油田、胜利油田陆续开展聚合物驱工业化应用，取得了较为显著的降水增油效果，在化学驱的时机、注入方式方面，多位学者也开展了大量研究工作。王德民等[3]总结了大庆油田7年多聚合物驱生产实践过程，分析了聚合物驱不同时期对提高采收率的影响，认为注入聚合物前含水率越低，提高采收率幅度越大。陈金凤等[4]应用矿场统计、物理模拟、数值模拟3种方法研究了注入时机对三元复合驱效果的影响。张凤久等[5-6]根据维贝克莱渗流理论，利用油水/油聚相渗曲线，研究了海上油田转聚时机范围，给出了具有代表性海上稠油油藏的最佳转注时机。未志杰等[7-8]结合海上地质油藏特征，提出了水聚交替(water alternating polymer injection，WAPi)理念，并随后于2013提出海上多层稠油化学驱交替注入技术，以缓解单一段塞连续注入的压力过高及产液能力下降问题，以期取得更好的聚驱效果和效益。

然而传统的化学驱理念更多聚焦岩石流体物化属性的影响以及对稳定连续的强调，海上油田已有的化学驱矿场实践表明提高采收率幅度仅有6%～7%，可见当前的认识和模式不足以实现海上陆相油田大幅度提高采收率，需要重新审视其提高采收率的制约因素和实现大幅改善的机制和模式，需要新的理念和理论解决大井距早期化学驱的海上陆相油田如何实现大剂量、长时间的稳定注入问题。因此，为使油藏的驱替效果最大化，需要采用一种非均衡化学驱模式进行开发，从而实现海上油田平面和纵向均衡驱替目的，现首先分析聚驱开发油田均衡驱替程度与经济效益的关系，并论证均衡驱替是油田最经济和高效开发的重要条件。在此基础上，提出一种适合海上油田的非均衡化学驱模式，该模式主要针对储层4个层次的非均质性采取了非稳定、非连续、非均相与非对称的方式，以期最大限度地实现纵向和平面均衡驱替目的。最后通过分析海上J油田矿场试验效果，证明该模式的可行性和有效性。

1 均衡驱替理论

1.1 均衡驱替理论基础

油田开发的一个基本原则是使油藏的驱替效果最大化，即实现均衡驱替，通过注入井注到地下的驱替剂，在地层各个方向上的驱替程度相同，采油井见水时注入驱替剂波及系数为100%，然而完全均衡驱替是一种理想状况[9]。

冯其红等[10]分析了水驱开发油藏注入井到其对应生产井间驱替动态，并通过室内实验及油田开发实践表明：驱替的均衡程度与油田开发效果密切相关，注入流体在储层中驱替得越均衡，开发效果越好，其最大优势是延长了低含水采油期，在短时间内采出尽多的油。

在以上研究基础上，进一步分析聚驱开发油藏的均衡驱替效果。其假设条件包括：油藏中渗流为等温渗流；油藏中流体为聚合物溶液(不可压幂律流体)，满足广义达西(Darcy)定律；忽略毛管压力和重力的影响；岩石、流体均不可压缩。根据达西定律可知，运动方程[11-12]为

(1)

式(1)中：qo为产油速度，m3/d；K为渗透率，10-3μm2；Kro为油相相对渗透率；A为横截面积，m3；Δp为注采压差，MPa；μo为油相黏度，mPa·s。

(2)

式(2)中：qp为产液速度，m3/d；Krp为液相相对渗透率；μp为液相黏度，mPa·s。

(3)

(4)

式(4)中：c′为孔隙迂曲系数；φ为孔隙度。

整理得到幂律流体的视黏度表达式为

(5)

式(5)中：P为流体压力。

则油藏累积产液量表达式为

(6)

式中：P为注采压差，MPa;Wp为累积产水量，m3；d、c为与储层和流体物性有关的常数；Sp为液相饱和度；t为生产时间，d。

根据物质平衡原理，当注采平衡时累积注入量表达式[10]为

(7)

式(7)中：Wi为累积注入量，m3；Np为累积产油量，m3；V为孔隙体积，m3；Spc为束缚液相饱和度。

设

(8)

则

(9)

由式(9)可得，随累积注入量的增加，累积产油量逐渐增加但增幅减缓，说明单位注入量所能驱替出的油量减少，驱替效率降低。进一步分析驱替动态和油田开发净现值的关系，以一注两采井组为例，油藏开发净现值[10]可以表示为

NPV=CoNpt-CwiWit-CwpWpt=(Co+Cwp)Npt-

(Cwp+Cwi)(Wi1+Wi2)

(10)

式(10)中：NPV为油藏开发净现值，元；Co为油价，元/m3；Cwi为注入驱替剂所需相关费用，元/m3；Cwp为产水所需相关费用，元/m3；Wpt为油藏累积产水量，m3；Npt为油藏累积产油量，m3；Wit为油藏累积注水量，m3；Wi1为注采方向1的累积注入量，m3；Wi2为注采方向2的累积注入量，m3。

将式(9)代入式(10)可得

NPV=(Co+Cwp)Npt-(Cwp+Cwi)×

(11)

式(11)中：Np1为注采方向1的累积产油量，m3；V1为注采方向1的孔隙体积，m3；V2为注采方向2的孔隙体积，m3。

对式(11)关于Np1求导可得

(12)

进而可以推导出

(13)

式(13)中：Qi1为注采方向1的注入孔隙体积倍数；Qi2为注采方向2的注入孔隙体积倍数；R1为注采方向1的采出程度；R2为注采方向2的采出程度。

式(13)为NPV取得最大值的充要条件，其中R1=R2(为均衡驱替)时，油田开发经济效益最好。因此，当注入流体在地层中均衡驱替时，油藏开发净现值最大，驱替效率最高，所以均衡驱替是油田最经济和高效开发的重要条件。

1.2 数值模拟验证

基于均衡驱替理论，采用数值模拟方法进行实例验证。根据海上J油田条件，应用CMG软件STARS模块建立“一注一采”典型模型(表1)，对比均衡驱替和非均衡驱替的开发效果。

表1 “一注一采”典型模型参数Table 1 Typical model parameters of “1 injection-1 production”

在渗透率级差单因素变化情况下，对比分析均衡驱替和非均衡驱替的开发效果，如图1所示。某一时刻均衡驱替的高、低渗透层中聚合物浓度分布如图2所示。

图1 均衡驱替和非均衡驱替开发效果对比Fig.1 Development effect comparison of equilibrium and non-equilibrium displacement

图2 均衡驱替的聚合物浓度分布Fig.2 Polymer concentration distribution of equilibrium displacement

从图1可以看出，在不同渗透率级差下，与非均衡驱替开发效果相比，均衡驱替时提高采收率幅度较大，而且二者差距随渗透率级差的增大而增加。从图2可以看出，均衡驱替时高、低渗透层中聚合物浓度峰值同步率近似为100%。因此，高、低渗透层中驱替剂推进的速度越接近，同步率越高，活塞式驱油的波及体积越大，效果越好。然而，受地质情况、井网条件、配产、流体物性的影响，在实际油藏实现完全均衡驱替是不可能的。对于非均质油藏，针对高、中、低渗透层需要因材施教，采用非均衡化学驱模式，最大限度地追求相对较高的均衡驱替，从而实现原油最大采出效益。

2 非均衡化学驱理念及模式

海上油田储层非均质性较强，从宏观到微观主要分为4个层次：层间非均质性、层内非均质性、平面非均质性以及微观非均质性，进而针对每个层次非均质性采取的解决思路和技术手段如表2所示。因此，为实现均衡驱替开发效果，在传统化学驱基础上进一步提出了适合海上油田特点的非均衡化学驱模式，如表3所示。

表2 储层非均质性及相应的技术手段Table 2 Reservoir heterogeneity and corresponding technical means

表3 化学驱技术发展历程与非均衡化学驱模式Table 3 Development of chemical flooding technology and non-equilibrium chemical flooding model

传统化学驱是采用连续稳定的方式注入均相体系(如聚合物溶液)，但持续注入高黏流体会出现“吸液剖面返转”现象，导致出现聚合物在较高渗层低效循环、低渗层动用差的问题；进而提出了一种非均衡化学驱模式，即采用连续非稳定的方式注入均相体系，如高浓度与低浓度聚合物溶液交替注入、高分子质量与低分子质量聚合物溶液交替注入等，可在一定程度上减缓剖面返转严重程度；在此基础上进一步引入了非均相体系，该驱替模式可有效封堵高渗透层中大孔道，提高中低渗透层的动用程度，从而更好地实现平面与纵向均衡驱替目的。

2.1 非稳定/非连续方式——层间非均质性

非连续方式主要是指非连续注入驱替体系。针对层间非均质性，与单一注入方式相比，采用非稳定/非连续的注入方式可达到较好的增油降水效果。以海上J油田为例提取主体地质特征建立物理模型，分别在不同渗透率级差下开展双管并联驱油实验。

2.1.1 实验用水

开展室内实验时，均使用根据现场的矿化度配制的模拟水来配制所需的聚合物母液和不同浓度的目的液，模拟水矿化度如表4所示。

2.1.2 实验温度

开展室内实验时，实验温度应该模拟海上目标区块油藏的实际温度57 ℃。

表4 实验用水离子组成表Table 4 Ion composition of experimental water

2.1.3 实验用药品

实验用聚合物采用由法国SNF生产的抗盐聚合物，相对分子质量为2 000～2 200 万，可溶性固形物含量88%；交联剂为有机铬，Cr3+含量为1.52%。

2.1.4 实验设备及流程

恒流泵：流速为0.01～5.00 mL/min；手摇泵：工作压力<50 MPa；气瓶：工作压力<12 MPa；活塞容器：可耐腐蚀，工作压力<50 MPa；压力传感器：精度为0.001 MPa；六通阀：工作压力<50 MPa。实验采用两管长方岩心并联恒速注入，具体流程及实物如图3所示。

图3 实验流程及实物图Fig.3 The schematic diagram of equipment and process

2.1.5 实验结果分析

优化后的药剂体系与注入方式结果如表5所示。

表5 各渗透率级差下优化后的药剂与注入方式Table 5 Optimized agent and injection mode under different permeability ratios

从表5中可以看出，采用非稳定/非连续方式可较连续注聚进一步显著地提高原油采收率。以渗透率级差为4时的“凝胶/水交替注入”为例，实验过程中其注入压力随注入周期发生变化(图4)，使油层处于不稳定的压力状态，产生方向多变的压力梯度，引起液体层间分流。

图4 非稳定/非连续方式的注入压力变化Fig.4 The injection pressure change of the unsteady and non-contiguous mode

从图4中可以看出，注入驱替段塞时，压力升高，高渗层压力传播快而迅速升高，低渗层升压缓慢，产生层间压力差，使流体由高渗层向低渗层分流。高渗层中的流体水多油少，所以流向低渗层的流体也是水多油少。相反，注入低黏度、低滞留能力的段塞时，高渗层压力传播快，压力迅速下降，低渗层的压力下降缓慢，同样也产生压力差，低渗层压力大于高渗层压力，流体主要从低渗层向高渗层分流。流体从低渗层向高渗层渗流的过程中，部分水滞留在低渗层，返回高深层的油增多。这种压力的交替变化可减缓剖面返转程度或延缓返转发生时间，从而使差油层的开发效果得到改善，有利于降低含水率，提高产量，提高油藏整体开发效果。

2.2 非稳定/非连续/深层——层内非均质性

针对层内非均质性，采用非稳定/非连续的注入方式，可达到较好的深部液流转向效果。这种非连续方式可充分发挥各剂优势，其中以“弱凝胶与水”交替注入为例进行说明。采用石英砂制作的填砂微观模型，开展微观驱油实验，驱替过程如图5所示。

图5 “凝胶与水”交替注入微观实验过程Fig.5 The microscopic experiment process of “gel and water” alternate injection

从图5中可以看出，“弱凝胶与水”交替注入过程中，具有“网型”结构的聚合物凝胶对大孔道形成封堵作用，促使后续注入水进入小孔道发挥驱油作用。而且在交替注入换注水段塞时，岩心孔隙内阳离子质量浓度受稀释作用而降低，聚合物分子线团尺寸Dh表面原有电荷动态平衡被打破，聚合物分子链上离子基团所带负电荷数量增加，彼此之间的排斥力增大，进而造成卷曲的分子链趋于舒展，分子线团尺寸Dh增大，如图6所示。

图6 HPAM分子表面双电层结构示意图Fig.6 Double layer structure of HPAM molecular surface

从图6中可以看出，随聚合物分子线团尺寸Dh增大，在岩心孔隙中已发生捕集的聚合物分子聚集体的封堵作用得以加强；部分原本处于自由运移状态的聚合物分子聚集体会因尺寸增大而发生捕集，从而造成孔道过流断面减小，渗流阻力增大，注入压力提高，从而提高中低渗透层的动用程度。

2.3 非均相体系——微观非均质性

非均相体系是最近几年发展起来的一种深部液流转向剂，主要包括缓膨颗粒(预交联体膨颗粒、柔性颗粒和无机颗粒等)和聚合物微球(纳米级、微米级、亚毫米级)等。其中聚合物微球调驱技术在国内进行了一系列矿场试验，因其优良性能取得了十分明显的增油降水效果[13-17]。聚合物微球采用微乳液-悬浮聚合工艺，成功得到粒径30～112 μm的颗粒系列。采用三目金相显微镜拍摄聚合物微球外观形貌，膨胀前后的对比照片如图7所示。

聚合物微球在储层岩石孔隙和喉道中呈现“运移、捕集、再运移、再捕集……”运动特征和靶向针对分散剩余油的特点。采用石英砂制作的填砂微观模型开展聚合物微球驱油实验，驱替过程如图8所示。

图7 聚合物微球形貌显微照片Fig.7 Micrograph of polymer microspheres

图8 聚合物微球微观驱油过程Fig.8 Micro displacement process of polymer microspheres

从图8可以看出，在聚合物微球注入过程中，微球仍然首先进入原先水流优势通道，并在其中运移。一旦微球进入孔隙喉道，因其尺寸大于吼道尺寸，就会被喉道捕集，导致渗流阻力增加和注入压力升高。随着注入压力升高，微球受到外力作用逐渐增强，其外形由初期的球状变为长条状，最终通过喉道并继续向前运移。随着孔隙内微球吸水膨胀即尺寸会增加和数量增大，它在进入下一个孔隙喉道时又会发生捕集并形成桥堵，促使后续水进入孔径较小孔道发挥驱油作用。如此不断重复“捕集、堵塞和液流转向”过程，最终实现扩大波及体积目的。因此，聚合物微球在高渗透带不断地封堵和运移，直达油层深部，原有的水驱优势高渗带或优势方向的水驱沿程阻力增加，不断改变油层岩石中注入流体的流动方向，逐级向油井推进，从而提高油层深部和油井附近剩余油富集区域的波及体积，大幅度提高原油采收率。

2.4 非对称方式——平面非均质性

针对储层平面非均质性，采取非对称方式如矢量井网等，即在不同的方向上采用不同的井距井型井网部署。根据文献[18-20]可知，矢量井网能明显地增大平面波及系数，提高注水效率，改善油藏开发效果，可以有效地改善平面非均质储层的驱替效果。

而在海上油田开发过程中，为了取得较好的经济效益，须综合油藏工程、海上建筑、生产设施及储运工程等方面，以实现全局最优为目标，选取合理布井方案及平台位置。因此，亟须开展海上油田矢量井网相关研究工作，从而实现平面合理、均衡驱替。

3 基于非稳定的交替注入实践

3.1 油田概况

非均衡化学驱模式技术已在海上油田开展先期实践，以目标J油田为例，该油田储层非均质性较强，渗透率级差大，同时注聚开发具有多层合注、原油黏度大、井距大、注聚时机早等特点，在开发过程中矛盾逐步暴露，储层的平面和纵向非均质性加剧，导致油田开发过程中含水率上升快、产量递减快、非主力层(次要层)难以经济有效地动用等问题出现。因此，针对该油田开展了基于非稳定的交替注入试验。

3.2 交替模式、体系及油藏方案的确定

在该模式中，采用精细交替策略，则每个交替单元(井段或单井)需要进行优化的因素包括交替周期、交替介质或交替浓度、各交替段塞长度或段塞长度比。所需优化的因素数量取决于交替单元数，因此涉及参数较多。为降低优化工作量，以尽量少的样本实现科学找到最优结果的目标，采取均匀设计方法，制订了以下优化工作流程(图9)。

(1)给出每个交替单元各参数初始值。

(2)数模实验方案设计，参考(1)的初始值，合理选取各因素水平数选取，挑选合适均匀设计表，设计数模实验方案。

(3)数据整理分析，开展数值模拟并整理各方案采收率指标，进行回归分析，得到关键采收率指标与各因素的数学方程关系，继而得到最优参数组合。

(4)得到优化方案，根据(3)的最优组合，选择合适的因素值并开展数值模拟，计算优化方案指标。

其中，最佳交替周期数与渗透率级差、低渗层厚度占比有关，根据室内物理模拟实验结果，建立最佳交替周期数回归模型，并计算各井交替周期数初值(图10)。

图9 交替注入参数优化流程Fig.9 Optimization process of alternate injection parameters

图10 交替周期计算模型Fig.10 The calculation model of alternating period

依据上述优化参数制定目标J油田交替注入方案，该模式自2017年3月起开始实施，针对目标井组西区北部W12/W20井组采取两种注入方式：①W8、W15、W16：高低浓聚合物交替方式；②W25/D4：“凝胶+水”交替方式。截止到2020年3月底。在此基础上，针对每口井制订差异化的“一井一策”交替注入方案，如表6所示。

3.3 实施及效果

矿场试验结果表明，目标J油田实施的非均衡化学驱模式取得了显著的增油降水效果。目前两口中心井(W4和D9)明显见效：W4井含水率由84.6%下降至70.2%，日产油提高70%[如图11(a)所示]；D9井含水率由96.1%下降至88.0%，日产油提高173%[如图11(b)所示]，两口井均处于持续见效阶段，取得了良好的技术经济效果。

在此基础上，针对目标J油田将进一步开展含有非均相体系的非均衡化学驱模式扩大试验，以期获得更好的增油降水效果。

表6 “一井一策”交替注入方案Table 6 Alternative injection plan of “1 well-1 strategy”

图11 中心井W4和D9生产曲线Fig.11 Production curve of central well W4 and D9

4 结论

(1)海上油田储层非均质性较强，为使油藏的驱替效果最大化，需要采用一种非均衡化学驱模式进行开发，从而实现海上油田均衡驱替目的。该技术是海上油田提高采收率的发展方向，满足地质油藏条件及开发方式的要求。

(2)非均衡化学驱模式针对储层4个层次的非均质性采取了非稳定、非连续、非均相与非对称的方式，在实施过程中要紧紧围绕具体油田特点设计。通过分析海上J油田矿场试验效果，证明了该技术的可行性和有效性，适合海上的储层流体性质和开发特点。

(3)海上油田非均衡化学驱模式需要不断去完善，如进一步深入开展非均相体系、非对称方式等相关研究工作，有利于大幅提高海上油田最终采收率。