大庆油田大部分主力油层聚合物驱区块已进入后续水驱阶段，综合含水大幅上升，已接近聚驱开采经济极限，聚驱后仍有约50%的地质储量残留地下，亟需研发聚驱后进一步提高采收率技术。聚驱后油层层间、层内矛盾加剧，剩余油空问分布高度零散，这就要求聚驱后驱油方法应从优化井网井型改变液流方向、优选驱替流体增强流度控制作用和洗油能力人手^[1-5]，为此，笔者通过大平面三维物理模型研究了聚驱后井网加密与二元复合驱结合技术对提高聚驱后采收率的作用。

1 三维物理模型驱油实验 1.1 实验装置与实验模型

实验装置主要由驱动系统、恒温箱、饱和度测量系统、压力测量系统、采出液收集系统等几部分组成。

实验模型为正韵律纵向三层非均质模型，由不同粒径石英砂按比例配比胶结而成，模型几何尺寸为：长L=0.8 m，宽W=0.8 m，高H=0.045 m。三个不同渗透层等厚，高中低三层的绝对渗透率分别为2 400×10^-3 μm²、800×10^-3 μm²、300×10^-3 μm²，模型孔隙度25%。模型上布置64对微电极测定各点对应的电阻值，由电阻值求得该点对应的剩余油饱和度。实验模型如图 1所示。

1.2 实验方案

设计两种实验方案，方案1为实验模型经过一次聚驱后不进行井网加密，直接进行聚驱后二元复合驱，方案2为实验模型经过一次聚驱后进行井网加密，然后再进行聚驱后二元复合驱。方案1作为方案2的对比方案，以评价井网加密的效果。具体实验程序为：水驱至含水98%+聚驱0.57 PV+后续水驱至含水98%十井网加密(井网不加密) +二元复合驱0.3 PV+聚合物保护段塞0.2 PV+后续水驱至含水98%。

井网加密示意图如图 2所示，由一次聚驱时的一注四采井网调整为五注四采井网。

1.3 实验条件

实验用水取自现场注入站，矿化度4 000 mg/ L，实验用油为井口原油与航空煤油配制成的模拟油，在45℃条件下黏度为9.8 mPa·s。二元体系所用表活剂为无碱表活剂，质量百分浓度为0.3%，其它化学剂注入参数见表 1。

2 实验结果与分析 2.1 开采效果分析

表 2为方案1和方案2采收率数据表。从表中可以看出，两次实验相同部分的水驱采收率仅相差1.13个百分点，聚驱采收率提高值分别为8.89%和8.84%，说明两次实验重复性较好。方案2二元复合驱采收率提高值为29.86%，比方案1的24.28%大5.58个百分点，从采收率来看，在本实验条件下井网加密比井网不加密要更有利于采出更多的剩余油。

图 3、图 4为两方案含水率、采收率随注入量变化关系对比曲线，水驱、聚驱阶段含水率、采收率曲线吻合较好。二元复合驱阶段方案2最低含水率为47.09%，比方案1的最低含水率57.44%低10.35%，且方案2聚驱后含水率在低点持续时间较长，聚驱后含水率曲线整体向右下方偏移。

2.2 含油饱和度变化规律

图 5、图 6分别为方案1聚驱结束、聚驱后二元复合驱结束时高、中、低渗层含油饱和度分布图。从图中可以看出，各渗透层内驱替流体基本呈圆形均匀推进，层内不存在明显的突进现象，驱油效果较好。各驱替阶段结束时含油饱和度均为低渗层＞中渗层＞高渗层，水驱结束时低、中、高渗层含油饱和度分别为O.59、0.42和O.37，聚驱结束时低、中、高渗层含油饱和度分别为0.48、0.38和0.32，聚驱后二元复合驱结束时，低、中、(a)低渗层高渗层含油饱和度分别为0.31、0.22和0.15。聚驱过程，低、中、高渗层对提高采收率的贡献率分别为55%、20%和25%，聚驱过程低渗层采出油量最多，聚驱后二元复合驱过程，低、中、高渗层对提高采收率的贡献率分别为34%、32%和34%，各层贡献率基本一致。以上分析数据说明，聚驱后的各层剩余油量及其分布规律与水驱后发生了很大变化，这就要求聚驱后进一步提高采收率的挖潜方式也应随之变化^{[6, 7]}。

图 7、图 8为方案2聚驱结束、聚驱后二元复合驱结束时高、中、低渗层含油饱和度分布图。从图中可以看出，聚驱阶段各层内驱替流体基本呈圆形均匀推进，层内不存在明显的突进现象。聚驱后由于井网的调整驱替流场发生了变化，原主流线变为分流线，原分流线变为主流线。各驱替阶段结束时含油饱和度与方案Ⅰ相同，也为低渗层＞中渗层＞高渗层，水驱结束时低、中、高渗层含油饱和度分别为0.59，0.42和0.36，聚驱结束时低、中、高渗层含油饱和度分别为0.49、0.38和0.32，聚驱后二元复合驱结束时，低、中、高渗层含油饱和度分别为0.32、0.17和0.6。聚驱过程低、中、高渗层对提高采收率的贡献率分别为56%、22%和22%，聚驱过程低渗层采出油最多，中、高渗层一致，聚驱后二元复合驱阶段低、中、高渗层对提高采收率的贡献率分别为28%、29%和43%，高渗层采出油最多，低、中渗层基本一致。

2.3 方案1与方案2含油饱和度分布规律比较分析

两方案在水驱、聚驱阶段含油饱和度分布及驱替特征基本一致，实验重复性较好。所以这里着重比较两方案二元复合驱阶段含油饱和度分布规律。

方案1二元复合驱结束时，低、中、高渗层含油饱和度分别为0.31、0.22和0.15，平均为0.23，方案2二元复合驱结束时，低、中、高渗层剩余油饱和度分别为0.32、0.17和0.06，平均为0.183，方案2比方案1含油饱和度低，这是因为，井网调整后，井网密度增大，注水井井网控制面积增大，注水井附近区域驱替效果好，所以模型整体驱油效果好，采出程度高。方案2高渗层的含油饱和度较方案1有明显下降，说明井网加密明显扩大了高渗层的波及体积，使原井网分流线处及采出井附近区域剩余油得到有效动用^{[8, 9]}。值得关注的是，方案1与方案2低渗层含油饱和度基本相同，说明井网加密没有使低渗层的驱油效果变得更好，这可能是由于注采井距的变化，即使是黏度较高的二元复合体系也没有起到较好的调剖效果，大部分驱油体系进入中高渗层，较早的在高渗层突破。

3 结论

(1) 实验结果表明，聚驱后油层仍有较大剩余储量潜力，通过聚驱后井网加密结合二元复合驱油技术，进一步扩大了波及体积，提高了驱油效率，应用此项技术使聚驱后进一步提高采收率29.86%。

(2) 方案1二元复合驱提高采收率过程，各层对提高采收率的贡献率基本一致，方案2二元复合驱提高采收率过程，高渗层采出油最多，中、低渗层基本一致。