杨文武

（中国石油大庆油田有限责任公司，黑龙江大庆163712）

B区块位于大庆长垣萨尔图背斜构造北部西侧，主力油层地质储量1 237万t，于1994年开始聚合物驱工业化应用，截至目前累计采出程度56.2%，处于后续水驱阶段。

目前该区块综合含水率已接近98%，处于特高含水阶段。由于砂体连通状况、断层遮挡等原因使聚合物驱受效情况不同，从而造成各沉积单元内仍具有一定程度的剩余油[1⁃5]，仍有较大的开发潜力，需要进一步研究提高采收率技术。聚合物驱后现场试验表明，直接利用原井网进行化学驱的区块效果并不明显，说明单独依靠化学剂提高采收率作用有限，需研究变流线井网调整技术[6⁃14]与化学驱结合，以进一步提高采收率。

1 区块概况

B区块共发育萨尔图、葡萄花和高台子三套油层，油层埋藏深度900~1 200 m。

主力油层包括葡Ⅰ1−4共4个小层，纵向上发育差异较大。葡Ⅰ2和葡Ⅰ3油层发育较好，属于泛滥平原相河道砂体沉积类型，葡Ⅰ1油层属于分流平原相弯曲型分流河道沉积，葡Ⅰ4油层属于内前缘相枝状分流河道沉积。储层平面上物性受沉积相控制，平面非均质性较强，变异系数为0.50~0.79。层间相对较均质，渗透率变异系数为0.686。

区块目前共有7套开发井网，处于水驱与聚和物驱并存阶段。其中，2套行列基础井网分别开采萨尔图和葡萄花层系；一次加密井网开采葡萄花+高台子中低渗透层；二次加密井网开采萨尔图薄差油层；三次加密井网开采萨葡高差油层；二类油层聚合物驱井网开采萨Ⅱ+Ⅲ油层组。主力油层葡Ⅰ组聚合物驱井网为井距250 m的五点法面积井网。

2 剩余油分布特征

通过分析数值模拟研究、密闭取心井资料及水淹层测井解释资料，对B区块聚合物驱后剩余油分布状况及特征进行了研究。

2.1 纵向剩余油分布

数值模拟研究结果表明，各沉积油层纵向上动用不均衡。葡Ⅰ2和葡Ⅰ3油层动用相对较好，但由于储量基数大，剩余地质储量所占比例较高，合计占比超过80%；葡Ⅰ1和葡Ⅰ4油层动用相对较差，结果如表1所示。

表1 数值模拟各沉积油层剩余地质储量Table 1 Remaining geological reserves of oil layers by numerical simulation

区块2012年以来投产的73口井水淹层解释资料表明，葡Ⅰ1−4油层水淹程度高，水淹厚度比例达99.3%，但高水淹比例为42.7%，仍有57.3%的中、低、未水淹厚度，其中中水淹厚度比例42.5%，低、未水淹厚度比例14.8%，纵向上低、未水淹厚度主要分布在葡Ⅰ1−葡Ⅰ3沉积油层中，结果如表2所示。

表2 B区块各沉积油层聚合物驱后水淹状况Table 2 Waterflooded condition of oil layers after polymer flooding

2.2 层内剩余油分布

区块内2005年投产的1口取心井位于现主流油层聚合物驱井网注采井的主流线上，从该井葡Ⅰ3层水洗状况看，葡Ⅰ3层砂岩厚度8.0 m，有效厚度7.1 m，见水层厚度6.5 m，其中强水洗厚度4.6 m，中水洗厚度1.9 m，未水洗厚度0.6 m。未水洗厚度占总厚度的9.2%，且主要分布在层内韵律段顶部，说明厚油层剩余油主要集中在层内韵律段的顶部。

2.3 平面剩余油分布

根据近几年投产新井在主力油层聚合物驱井网中的平面分布情况，将其划分为主流线和分流线两种类型，利用水淹解释资料统计对比河道砂、主体席状砂及非主体席状砂各自主流线与分流线含油饱和度状况。统计结果表明，聚合物驱后分流线含油饱和度比主流线高约2.3%，其中河道砂高2.1%，主体席状砂高2.7%，非主体席状砂高3.1%，结果如表3所示。数值模拟分流线与主流线剩余油饱和度对比结果如表4所示。图1为选取了其中的一个油层，对表4中分流线含油饱和度高于主流线的情况进行展示。由表4和图1可知，剩余油在平面上主要分布在分流线上[15]。

综合以上分析，葡Ⅰ1−4油层剩余油平面上主要分布在分流线上，其含油饱和度高于主流线2.3%；纵向上主要分布在葡Ⅰ2和葡Ⅰ3油层，剩余地质储量分别为197.2×104t和217.3×104t，占总剩余地质储量的比例合计超过80%。整体上，中、低、未水淹厚度比例占55%左右，仍具有较大挖潜空间。

3 变流线提高采收率机理研究

为研究不同转变流线方式对提高采收率的影响，确定最佳井网调整方式，充分挖掘葡Ⅰ1−4油层现井网分流线剩余油，保证葡Ⅰ1−4油层聚合物驱后开发效果，对井网进行优化设计[16]。通过建立概念模型对不同调整方式的效果展开预测。

表3 葡I1−4聚合物驱后主流线与分流线含油饱和度对比Table 3 Oil saturation difference between main streamline and diversion fluid line after polymer flooding %

表4 数值模拟分流线与主流线剩余油饱和度对比Table 4 Remaining oil saturation difference between main streamline and diversion fluid line

图1 数值模拟含油饱和度分布Fig.1 Oil saturation distribution by numerical simulation

3.1 基础方案

对现有主力油层聚合物驱井网不作调整，继续以原250 m五点法井网形成的注采关系对主力油层进行开采，以此作为基础方案。

3.2 井网旋转

封堵现有主力油层聚合物驱井网油水井，新布井网仍为五点法面积井网，井网井距保持250 m不变，但注采主流线与原井网主流线形成一定角度的夹角，井网形式如图2所示。由图2可知，井网旋转后，原井网分流线剩余油得到动用，含油饱和度降低。但由于井距保持不变，未提高井网控制程度，剩余油动用程度有限。

图2 井网旋转Fig.2 Well rotation

3.3 井网平移

封堵现有主力油层聚合物驱井网油水井，新布井网仍为五点法面积井网，井网井距保持250 m不变。新井网沿井排方向平移175 m，或者沿主流方向平移125 m，井网形式如图3所示。由图3可知，通过模型预测，沿井排方向平移后的井网主流线与原井网主流线垂直，原井网分流线剩余油饱和度低于沿主流线方向平移的井网形式，整体效果优于沿主流线方向平移。

3.4 主流线加密

现井网主流线加密油井，油井与水井排上均加密水井，油井全部转注。调整后井网变为注采井距125 m的五点法面积井网。调整后新布水井位于原井网分流线，区域内的剩余油得到充分动用，剩余油含油饱和度远低于其他井网调整方式（见图4）。

图3 井网平移Fig.3 Pattern translation

图4 主流线加密调整Fig.4 Well pattern infilling in main streamline

3.5 分流线加密

现井网水井利用，油井全部转注，在分流线方向加密油井。新井网主流线与现井网主流线形成45°夹角，同时井距调整为175 m（见图5）。由于井网调整兼顾了缩短井距与转变流线，水驱控制程度提高的同时分流线剩余油得到充分动用。

预测结果表明，井间加密采收率提高值最大，效果最好，但新钻井数较多，结果如表5所示。综合考虑老井利用、新钻井工作量、分流线剩余油动用等因素，采用分流线加密方式为推荐调整方式。

4 井网调整方案

根据B区块地质特征和井网现状，确定井网调整原则为：

（1）充分利用现有井网和各种设备。

（2）调整时尽可能保证平面上井网分布均匀。

（3）新布油井与已有油水井保持一定距离。

按照井网调整原则，设计对比了3套调整方案（见表6）：

方案1（井网不变）：利用现有区块主流油层聚合物驱井网开展葡Ⅰ1−4油层聚合物驱后化学驱，同时封堵井网中其他油层。

方案2（井网调整）：在主力油层聚合物驱井网分流线方向加密钻新井。现井网注入井保持不变，采出井转注，使分流线转变为主流线，井网形式调整为井距175 m五点法面积井网。

方案3（井网互换）：将主力油层聚合物驱井网与三次加密井网开采对象互换。主力油层聚合物驱井网封堵葡Ⅰ组油层，补孔开采萨葡高差油层；三次加密井网封堵原开采层系，补孔葡Ⅰ1−4油层进行聚合物驱后化学驱，两套井网仍为井距250 m的五点法面积井网。

综合对比表6的3套方案，结合优缺点对比，在考虑井网对砂体的控制程度、转变流线方向等有利于提高采收率的因素下，确定方案2为推荐方案。

设计方案共部署油水井210口，其中油井113口，水井97口。设计新井106口，其中油井97口，水井9口。利用老井104口，其中油井转注44口，油井利用16口，水井利用44口。

表5 井网调整方式对比Table 5 Contrast of well pattern adjustments

表6 井网调整方案Table 6 Programs of well pattern adjustments

5 开发效果预测

在数值模拟历史数据拟合的基础上，对推荐的方案2开展水驱开发效果预测。预测结果表明，方案调整后，综合含水率开始下降，最低值96.3%，最大降幅1.7%。当综合含水率达到98%时，水驱开发可提高采收率1.26%。

为最大限度地利用井网，提高调整开发效果，对井网调整方案进行了高浓度聚合物驱的开发效果预测。预测结果表明，方案调整后，综合含水率开始下降，当注入孔隙体积达到0.46 PV左右时，综合含水率降到最低值91.3%，最大降幅6.7%。当综合含水达到98%时，高浓度聚合物驱开发可提高采收率6.43%，比单纯水驱多提高5.17%，结果如图6所示。

6 结论

（1）水淹解释资料分析和数值模拟研究结果表明，B区块主力油层聚合物驱后，纵向上剩余油集中在储量基数较大的单元，平面上分流线剩余油饱和度高于主流线约2.3%，具有一定的挖潜空间。

（2）通过对比井网旋转角度、井网平移以及井网加密等调整方式，同时考虑剩余油分布、新钻井数及老井利用等因素，采用分流线加密方式为推荐调整方式。

（3）应用分流线加密的方式对B区块主流油层井网进行调整，调整后多向水驱控制程度提高26.7%，充分动用分流线剩余油。

（4）B区块主力油层井网转变流线调整后，流线转变的同时井距进一步缩小，为高浓度聚合物驱奠定了井网基础，预测采收率比单纯水驱提高5.17%。

图6 高浓度聚合物驱开发效果预测Fig.6 Development predict by high concentration polymer flooding