傅 程，杨 航，郭天悦，李庆远，郭 伟

(1.东北石油大学，黑龙江 大庆 163318； 2.大庆油田博士后科研工作站，黑龙江 大庆 163413)

相对于聚合物驱和三元驱，聚/表二元复合驱可同时发挥扩大驱替液波及体积的功能和降低油水界面张力的作用，还可避免三元复合驱中碱造成的地层结垢、伤害储层、井筒结垢等严重问题[1-5]，但同时二元体系缺少碱与表面活性剂的协同作用，会增加表面活性剂的吸附，进而影响驱油效率，增大成本[6-8]。

唐佳斌等[9]利用物理模拟实验筛选了适合大庆油田的二元体系用表面活性剂，实验表明聚表二元驱可有效提高采收率；王乙竹[10]通过研究聚合物、表面活性剂的浓度等参数对驱油效果产生的影响，发现在合理且允许的浓度范围内，浓度较高的聚合物及表面活性剂可更好的提高采收率；郑浩等[11]采用Eclipse软件结合二元驱油实验对实际油田的注入参数进行了敏感性分析；巩象珠[12]分析了表面活性剂的吸附和扩散，建立了表面活性剂微乳液驱的数学模型，并用室内实验进行了验证；夏惠芬等[13]研究了两性羧基甜菜碱表面活性剂/聚合物二元复合体系，结果表明低界面张力有助于提高残余油饱和度的降低幅度。

综合上述众多学者的研究，聚/表二元体系可以达到提高采收率的目的，但选择合适的聚表注入参数是目前研究的关键。目前关于实际区块案例较少，大多学者都是室内实验研究以及二元药剂性能研究。针对以上问题，本文采用CMG数值模拟软件对实际区块进行注入参数研究，分析了二类B油藏聚/表二元驱注入参数敏感性问题，为油田现场开发方案设计提供经验。

1 试验区概况

1.1 试验区选取

为满足开展二元复合驱现场试验的需要，应选择能够代表某油田N区块油层沉积特征、水淹状况、油层动用状况、剩余油分布规律以及油层发育状况的试验区；具有一定的面积、储量，便于进行开发效果对比评价，避开断层及套损严重区域，尽量保证注采完善。从油层发育条件上讲，N区块中的X区块P1—P8油层砂岩组砂体较完整，平面上伸展性较好，具有代表性。试验认识可指导今后类似于N区块的二类B+三类油层无碱二元复合驱推广工作。试验利用新钻井，可以加快试验进度。根据以上分析对比，确定X区块P1—P8油层作为无碱二元复合驱试验区。

1.2 地质概况

X区块开发面积为0.37 km2，平均有效厚度为5.5 m，平均有效渗透率为361×10-3μm2，高水淹厚度比例为26.4%，中水淹厚度比例为55.4%，低、未水淹厚度比例为18.2%，含水饱和度为56.2%，矿化度为6 475.83 mg/L，地面原油密度为0.855 3 g/cm3，地面原油黏度为12.37 mPa·s，平均原始地层压力为10.56 MPa，油层温度为44.6 ℃，油层原始压力系数为1.13，岩石压缩系数约为8.4×10-4MPa。该类油藏类型是背斜构造油藏，边水、底水均不活跃，以二类B储层油藏为主。

2 地质建模

由于X区块测井资料少，且X区块属于N区块中一较小面积试验区，但又要建立合理模型，因此建立N区块地质模型，截取X区块模型进行储量拟合用于二元驱开发参数敏感性性研究。

2.1 N区块地质模型建立

收集N区块测井曲线资料，先后进行了多次分层对比，建立岩相模型与属性模型，根据加密井网密度确定平面网格间距为30 m，纵向模拟层按沉积单元小层划分为78个，总网格数为1 898 503个。N区块三维构造模型如图1所示。

图1 N区块三维构造模型Fig.1 Three-dimensional structural model of block N

2.2 N区块水驱历史拟合

首先进行地质储量拟合。N区实际地质储量为7 490.95×104t，拟合地质储量为7 499.39×104t，相对误差为0.113%。历史拟合的开始时间为1961年1月，结束时间是2016年1月，试验区块产液量拟合曲线如图2所示，拟合率达到98%，拟合较好。

图2 N区块产液量拟合曲线Fig.2 Fitting curve of liquid production in block N

区块实际综合含水率为95.13%，数值模拟计算得到综合含水率为95.51%，绝对误差仅为0.38%，结果符合精度要求。N区块综合含水率拟合结果如图3所示；单井含水率精度符合度达到75%。

图3 N区块综合含水率拟合结果Fig.3 Fitting results of comprehensive moisture content in block N

2.3 X区块模型截取

在大区块各开发拟合指标均达到精度要求后，截取面积为0.37 km2具有代表意义的子区块，X区块三维构造如图4所示。

图4 X区块三维构造Fig.4 3D structural map of block X

通过对试验区块相控属性分析观察可以看出，目的层沉积相与相控属性匹配较好，确保了试验区模型的质量和可靠性。目的层岩性模型与属性模型如图5所示。X区块理论总储量26.94×104t，模型储量27.39×104t，相对误差1.5%。

图5 目的层岩性模型与属性模型匹配结果Fig.5 Matching result of lithology model and attribute model of target layer

3 聚/表二元驱参数选取

在聚合物/表面活性剂二元复合驱中，确定合理二元参数是影响聚表二元驱的驱油效果和经济效益的关键因素[14-15]。大量的实验研究和现场经验表明，聚/表二元驱过程涉及众多物理和化学现象，本文挑选出3个影响聚/表二元驱数值模拟结果的主要敏感性参数，分别为聚合物溶液浓度、表面活性剂浓度和二元体系段塞大小。

3.1 注入方案及参数水平的确定

由于实验方案设计涉及多水平多因素，为避免增加实验次数和实验的盲目性及实验结果无代表性的缺点，因此采用正交设计方法[16]。影响聚合物/表面活性剂二元复合驱的参数很多，在矿场实践基础上，根据室内聚合物、表面活性剂性能研究及评价结果，结合单元地质、开发状况，选取影响二元复合驱开发效果的3种参数，对每个参数因素选取了3个水平进行分析研究，各因素及水平选取见表1。

表1 各参数及水平设计Tab.1 Parameter and level design

各模拟方案设计由前置段塞、二元段塞、保护段塞组合而成，各方案前置段塞聚合物浓度为1 800 mg/L，段塞大小为0.03 PV，保护段塞聚合物浓度为1 600 mg/L，段塞大小为0.2 PV，以0.13 PV/a速度注入，注采比1∶1，9注16采。井网设计如图6所示。

3.2 数值模拟实验过程与评价指标

使用CMG油藏数值模拟软件，在油藏生产历史拟合的基础上，采用STARS模块对9组实验进行数值计算。以提高采收率幅度以及含水率下降幅度为筛选标准，对各参数进行敏感性分析[16]。数值模拟实验所用聚合物、表面活性剂性能参数来自室内实验评价，结合相似区块以及现场反馈经验，聚合物受剪切后有效黏度保留率为40%～50%，表面活性剂界面张力采用实验室测得的浓度与界面张力关系值。X区块二元驱数值模拟中所用聚合物黏浓关系和二元体系界面张力见表2、表3。

表2 聚合物黏浓关系Tab.2 Adhesion relationship of polymer mPa·s

表3 二元体系界面张力Tab.3 Interfacial tension of binary system %

3.3 数值模拟实验结果

正交设计[17]分析的优化指标分别选取了提高采收率幅度、含水率下降幅度2个开发指标进行评价。9组实验方案及两项指标结果见表4。

表4 聚合物/表面活性剂二元复合驱正交设计及指标结果Tab.4 Orthogonal design and index results of polymer/surfactant binary composite flooding

3.3.1 以提高采收率幅度为指标优选参数

在9组正交实验的基础上，对二元参数不同水平均值进行极差分析，极差越大说明其对最终结果越敏感即影响程度越高。以提高采收率幅度为指标，从表5中可知：聚合物浓度、表面活性剂浓度、注入体积的均值极差分别为0.24、0.76、2.71，按敏感程度从大到小的排序依次是注入体积、表面活剂浓度、聚合物浓度，分析正交实验结果可知，聚/表二元段塞各注入参数对应均值越大，其越有利于提高采收率。因此，在不考虑其他因素情况下，仅以提高采收率幅度为参考开发指标，聚/表二元段塞聚合物浓度1 800 mg/L、表活剂浓度0.4%、注入体积为0.65 PV时为提高采收率幅度的较佳注入参数。

表5 二元驱参数正交设计提高采收率结果Tab.5 EOR results of orthogonal design of binary flooding parameters %

3.3.2 以含水率降低幅度为指标优选参数

以含水率下降幅度为指标，从表6二元驱参数正交设计含水率降低幅度结果可知：聚合物浓度、表面活性剂浓度、注入体积的均值极差分别为2.6、0.84、0.21，按正交实验均值极差从大到小的排序依次是聚合物浓度、表活剂浓度、注入体积，说明注入不同水平聚合物浓度对含水率降低幅度最敏感。在不考虑其他因素情况下，仅以含水率下降幅度为参考开发指标，聚/表二元段塞的聚合物浓度2 000 mg/L、表活剂浓度0.5%、注入体积为0.45 PV时为提高采收率幅度的较佳注入参数。

表6 二元驱参数正交设计含水率降低幅度结果Tab.6 Results of water cut reduction by orthogonal design of binary flooding parameters %

3.4 综合分析

结合提高采收率与含水率降低幅度、经济因素和区块实际开发现状等多方面指标来看，注入二元体系的体积越大越有助于采收率的提高，这是由于注入体积越大，含水率从降幅最低点回升慢，综合含水率到达98%时间慢，开采时间长，因此采收率高；聚合物浓度越大含水率降低幅度越大，聚合物溶液能够增大驱替相黏度来降低水油流度比，扩大波及体积，从而提高洗油效果导致含水率下降；表面活性剂通过降低油水界面张力，增加毛细管准数以达到提高洗油效率的效果[18]。在实际开发过程中，聚/表二元驱的表面活性剂浓度需结合实验测得二元体系浓度与油水界面张力关系、开发预测指标等因素共同确定[19-20]。由于N区块油藏类型为二类B，又是开发后期，综合含水率达95%左右。因此在经济允许的情况下，对于高含水油田开发后期应以采收率为主要指标，最终确定油田开发方案参数见表7。

表7 二元驱开发方案设计Tab.7 Binary flooding development scheme design

如图7所示，注入化学剂0.31 PV时全区综合含水率降至最低点86.50%，含水率最大下降幅度为8.50个百分点，含水率回升为98%时，试验区块阶段采收率为15.75%。按照行业内经济效益评价标准，由表8可知，由于试验区有效厚度小，试验区8个目的层平均有效厚度仅为5.07 m，剩余储量低，导致该区块聚表二元复合驱开发方案在油价50美元/桶和60美元/桶时内部收益率较低。

图7 二元驱开发效果预测曲线Fig.7 Binary flooding development effect prediction curve

表8 经济效益评价结果Tab.8 Economic benefit evaluation results

4 结论

(1)通过正交设计方法，应用CMG油藏数值模拟软件，结合油田现场开发经验设计方案，对影响聚合物/表面活性剂二元复合驱的参数进行了敏感性分析。模拟结果表明：以提高采收率和含水率降低幅度为评价指标，在设计的聚合物浓度范围，较高的聚合物浓度可使含水率降低幅度增大，对提高采收率影响不显著；针对二类B油藏开发后期，应尽量以提高采收率为主，因此表面活性剂浓度和注入体积是主要影响因素，增大注入体积和表面活性剂浓度有助于提高采收率，但不利于经济效益。因此，在考虑经济效益时，聚/表二元参数需要综合分析的进一步优化。

(2)结合已实施油田成果经验和油田开发现状的基础上，最终确定预测方案的注入参数为：注入速度恒定为0.13 PV/a，前置段塞注入大小为0.03 PV，聚合物浓度1 800 mg/L，二元段塞大小为0.45 PV，表面活性剂浓度0.4%，聚合物浓度为2 000 mg/L，后置保护段塞大小为0.2 PV，聚合物浓度为1 600 mg/L；可提高采收率15.75个百分点，在工程上，内部收益率如果以8%为盈利与亏损界限，油价在70美元/桶时符合工程需求，由于模拟区块小、储量低等其他油藏内部因素，油价在50美元/桶和60美元/桶时，内部收益率较低。