油藏非均質(zhì)性對聚合物驅(qū)開發(fā)效果的影響

徐洪玲

（中國海洋石油國際有限公司，北京100010）

油藏非均質(zhì)性對聚合物驅(qū)開發(fā)效果的影響

徐洪玲

（中國海洋石油國際有限公司，北京100010）

聚合物驅(qū)是水驅(qū)后進一步提高原油采收率的三次采油技術，在不同類型油藏中均取得了較好的應用效果。聚合物驅(qū)開發(fā)過程中，油藏非均質(zhì)性對聚合物驅(qū)的驅(qū)替效果有較大影響。基于油藏沉積微相展布形態(tài)，歸納出儲層滲透率平面非均質(zhì)性、厚度平面非均質(zhì)性和幾何形態(tài)非均質(zhì)性等3類油藏非均質(zhì)性。應用油藏數(shù)值模擬方法建立3類多個理論地質(zhì)油藏模型，并且在每一類模型具有相同的生產(chǎn)約束條件下，研究了油藏非均質(zhì)性對聚合物驅(qū)不同注采井網(wǎng)驅(qū)替效果的影響。研究結(jié)果表明，同一模型在相同工作制度和不同注采方式下，初期產(chǎn)油量和累積產(chǎn)油量存在較大差別。對于儲層厚度平面非均質(zhì)性油藏，厚注薄采的聚合物驅(qū)開發(fā)效果優(yōu)于厚采薄注；對于滲透率平面非均質(zhì)性油藏，高注低采的聚合物驅(qū)開發(fā)效果優(yōu)于高采低注；對于幾何形態(tài)的非均質(zhì)性油藏，寬采窄注的聚合物驅(qū)開發(fā)效果優(yōu)于寬注窄采。因此，合理地部署注采井網(wǎng)能有效地提高油藏聚合物驅(qū)的開發(fā)效果。

油藏非均質(zhì)性聚合物驅(qū)沉積微相油藏數(shù)值模擬注采井網(wǎng)

聚合物驅(qū)是水驅(qū)后進一步提高原油采收率的三次采油技術，在不同類型的油藏中均取得了較好的應用效果［1-4］。前人主要進行了聚合物驅(qū)提高原油采收率機理［5-6］、聚合物驅(qū)合理注入?yún)?shù)［7-8］、聚合物驅(qū)影響因素［9-10］、聚合物驅(qū)相對滲透率［11］以及聚合物驅(qū)開發(fā)指標變化規(guī)律等方面的研究［12-13］。這些研究內(nèi)容不夠系統(tǒng)，只是初步探討了油藏非均質(zhì)性對聚合物驅(qū)開發(fā)效果的影響。為此，筆者基于油藏沉積微相展布形態(tài)，歸納出儲層滲透率平面非均質(zhì)性、厚度平面非均質(zhì)性和幾何形態(tài)非均質(zhì)性等3類油藏非均質(zhì)性，并應用油藏數(shù)值模擬方法建立3類多個理論地質(zhì)油藏模型，研究油藏非均質(zhì)性對聚合物驅(qū)開發(fā)效果的影響，以期為油田提高聚合物驅(qū)開發(fā)效果提供理論依據(jù)。

1　聚合物驅(qū)理論地質(zhì)油藏模型

渤海某油田主要目的層為沙河街組沙三段2亞段，為一套灰色、淺灰色含礫砂巖、粗砂巖、細砂巖、粉砂巖及泥質(zhì)砂巖夾灰綠、褐灰色泥巖沉積物，屬于近源、搬運距離短、快速堆積的湖岸沉積體系，充填形式為沖積扇—扇三角洲—淺湖，儲層沉積相主要為扇三角洲前緣亞相，儲層沉積微相主要有水下分流河道、扇三角洲前緣和席狀砂。

由于沉積環(huán)境和沉積條件不同，砂體的發(fā)育程度、空間分布和內(nèi)部結(jié)構(gòu)差異較大，不同沉積環(huán)境中形成的砂體具有不同的儲集特征，從而表現(xiàn)出不同的油藏非均質(zhì)性，沉積微相接觸關系變化的復雜程度將決定油藏非均質(zhì)程度。研究區(qū)的油藏非均質(zhì)性主要表現(xiàn)為滲透率平面非均質(zhì)性、厚度分布平面非均質(zhì)性和幾何形態(tài)非均質(zhì)性3種類型。根據(jù)其油藏沉積微相分布特征，建立理論地質(zhì)油藏模型，建模時所應用的流體高壓物性參數(shù)、相滲曲線、儲層參數(shù)以及油水井生產(chǎn)約束條件等均為礦場實際數(shù)據(jù)。

所建立的理論地質(zhì)油藏模型的原始地層壓力為22 MPa，地層溫度為60℃，地層原油粘度為40 mPa·s，不同沉積微相中水下分流河道、扇三角洲前緣和遠端席狀砂油層厚度分別為15，9和3 m，滲透率分別為3 000×10-3，1 800×10-3，600×10-3μm2，垂向與水平滲透率比值為0.1。因為不同沉積微相中的儲層物性條件差別較大，所以沉積微相間的平面組合分布將控制形成不同的油藏非均質(zhì)性特征，對聚合物驅(qū)開發(fā)效果影響較大。

2　儲層厚度平面非均質(zhì)性的影響程度

研究區(qū)油藏的沉積微相接觸關系可分為水下分流河道和遠端席狀砂接觸、扇三角洲前緣和遠端席狀砂接觸以及水下分流河道和扇三角洲前緣接觸。因為不同沉積微相的儲層厚度差異較大，當其相互接觸時，儲層厚度在平面上將會產(chǎn)生較大變化，若注聚井部署于不同沉積微相時，將會對聚合物驅(qū)開發(fā)效果產(chǎn)生較大的影響。因此，所建立的3類多個理論地質(zhì)油藏模型中儲層的滲透率參數(shù)和形態(tài)特征完全一致，僅改變模型中儲層厚度的參數(shù)，設計出2種不同的注采井網(wǎng)。以水下分流河道和遠端席狀砂接觸為例設計的2套模擬對比方案為：①厚注薄采，注聚井部署在水下分流河道（儲層相對厚的區(qū)域），采油井部署在遠端席狀砂（儲層相對薄的區(qū)域）；②厚采薄注，注聚井部署在遠端席狀砂，采油井部署在水下分流河道（儲層相對厚的區(qū)域）。

按照油藏的沉積微相接觸關系，設計3組對比實驗方案，其中儲層厚度級差分別為1.67，3和5，依據(jù)構(gòu)建的理論地質(zhì)油藏模型建立了3組6個油藏數(shù)值模擬模型。所有模型具有相同的生產(chǎn)約束條件，注聚井注入壓力和采油井井底流壓為一定值，分別為23和18 MPa。

通過油藏數(shù)值模擬計算得到不同驅(qū)替方式下的儲層厚度級差與油藏初期產(chǎn)油量和累積產(chǎn)油量的關系（圖1）。從圖1可以看出，在相同生產(chǎn)約束條件下，厚采薄注的累積產(chǎn)油量均低于厚注薄采。當儲層厚度級差為5時，厚注薄采的累積產(chǎn)油量為6.28×104m3，而厚采薄注的累積產(chǎn)油量為3.48×104m3；在生產(chǎn)初期10 d時，厚采薄注和厚注薄采的產(chǎn)油量分別為66.1和37.5 m3/d，厚采薄注初期產(chǎn)油量高于厚注薄采，主要是由于采油井部署在水下分流河道，儲層厚度相對較大，而初期注聚效果還未見效，儲層厚的區(qū)域采油井供液能力相對較強。儲層厚度級差為1.67和3時的累積產(chǎn)油量差值和初期產(chǎn)油量差值變化較小。

圖1　不同驅(qū)替方式下儲層厚度級差與初期產(chǎn)油量和累積產(chǎn)油量的關系Fig.1　Initial daily oil production and cumulative oil production at three kinds of reservoir thickness with different displacement ways

通過油藏數(shù)值模擬的三維顯示功能可以得到地層壓力分布狀況。厚采薄注時地層壓力偏低，地層能量補充不及時，導致地層泄油效果差。對比2種不同注采井網(wǎng)條件下的注入量可知，厚注薄采時的注入量約是厚采薄注的3倍，由于聚合物相對分子質(zhì)量很大，碳鏈很長，聚合物溶液粘度一般較高，當?shù)貙虞^薄時，聚合物的滲流空間小，滲流阻力大，導致注聚井井底附近壓力傳播速度慢，注入井井底壓力高，注入效率低，而采油井附近地層壓力偏低，在相同的井底流壓條件下，產(chǎn)油量也就相對偏低。分析可知，對于注聚合物提高油藏非均質(zhì)性驅(qū)替效果，厚注薄采優(yōu)于厚采薄注。

3　儲層滲透率非均質(zhì)性的影響程度

在保證所有地質(zhì)油藏模型儲層形態(tài)和厚度分布相同的前提下，左右2個砂體的滲透率不同，通過改變注聚井和采油井的相對位置建立2類對比模擬方案：①注聚井部署在滲透率高的沉積微相中，采油井部署在滲透率相對低的沉積微相中；②注聚井部署在滲透率相對低的沉積微相中，采油井部署在滲透率高的沉積微相中。

根據(jù)研究區(qū)儲層沉積微相的滲透率分布特征可知，水下分流河道的滲透率高于遠端席狀砂，為此設計高注低采和高采低注2個方案，并同儲層厚度平面非均質(zhì)性油藏一樣建立3組6個不同滲透率級差條件下的油藏數(shù)值模型，儲層滲透率級差分別為1.67，3和5。所有模型同樣具有相同的生產(chǎn)約束條件，注聚井注入壓力和采油井井底流壓分別為23 和18 MPa。

通過油藏數(shù)值模擬計算得到不同驅(qū)替方式下的滲透率級差與油藏初期產(chǎn)油量和累積產(chǎn)油量的關系（圖2）。從圖2可以看出，在相同生產(chǎn)約束條件下，高注低采的累積產(chǎn)油量均高于高采低注，高采低注的初期產(chǎn)油量略高于高注低采。當滲透率級差為5時，累積產(chǎn)油量差值為2.2×104m3，且滲透率級差與累積產(chǎn)油量差值呈線性關系，滲透率級差越大，差值也越大。在滲透率級差較小時，不同驅(qū)替方式的初期產(chǎn)油量差值變化較小，而滲透率級差較大時，變化較大。

圖2　不同驅(qū)替方式下儲層滲透率級差與初期產(chǎn)油量和累積產(chǎn)油量的關系Fig.2　Initial daily oil production and cumulative oil production at three kinds of reservoir permeability with different displacement ways

4　儲層幾何形態(tài)非均質(zhì)性的影響程度

油藏儲層幾何形態(tài)的非均質(zhì)性主要是通過2個砂體的寬度來表征，寬度級差決定幾何形態(tài)非均質(zhì)程度，比值越大，表示幾何形態(tài)非均質(zhì)性越強。建立模型時，所有模型儲層的平面滲透率分布和厚度分布特征完全相同，僅儲層形態(tài)變化，由此設計2種驅(qū)替方式：①寬注窄采，注聚井部署在儲層寬的區(qū)域，采油井部署在儲層窄的區(qū)域；②寬采窄注，采油井部署在儲層寬的區(qū)域，注聚井部署在儲層窄的區(qū)域。同樣建立3組6個不同寬度級差下的油藏數(shù)值模擬模型，儲層寬度級差分別為1.67，3和5。所有模型生產(chǎn)約束條件相同，注聚井注入壓力定為24 MPa，油井井底流壓定為20 MPa。

通過油藏數(shù)值模擬計算得到的不同驅(qū)替方式下儲層寬度級差與累積產(chǎn)油量和初期產(chǎn)油量的關系（圖3）。從圖3可以看出，儲層寬度級差為3時在相同生產(chǎn)約束條件下寬采窄注和寬注窄采的初期產(chǎn)油量分別為67.4和57.7 m3/d，寬采窄注初期產(chǎn)油量略高，主要是由于寬采窄注時油井供液能力強；在相同生產(chǎn)約束條件下寬注窄采累積產(chǎn)油量高于寬采窄注；儲層寬度級差與累積產(chǎn)油量差值也呈線性關系，表明幾何形態(tài)非均質(zhì)性越強，累積產(chǎn)油量差值也越大。

圖3　不同驅(qū)替方式下儲層寬度級差對初期產(chǎn)油量和累積產(chǎn)油量的影響Fig.3　Initial daily oil production and cumulative oil production at three kinds of reservoir width with different displacement ways

儲層形態(tài)幾何非均質(zhì)性對聚合物驅(qū)開發(fā)效果的影響機理與儲層厚度平面非均質(zhì)性相似，主要是不同驅(qū)替方式下注入流體從一種沉積微相流動到另一種沉積微相中滲流阻力不同，壓力波在傳播過程中速度存在一定的差異，不同儲層泄壓效果不同，從而會影響不同驅(qū)替方式的開發(fā)效果。

5　結(jié)論

聚合物驅(qū)油藏數(shù)值模擬方法研究表明，油藏3類非均質(zhì)性對不同注采井網(wǎng)的聚合物驅(qū)開發(fā)效果均有較大的影響，厚注薄采的聚合物驅(qū)開發(fā)效果優(yōu)于厚采薄注；高注低采的聚合物驅(qū)開發(fā)效果優(yōu)于高采低注；寬采窄注的聚合物驅(qū)開發(fā)效果優(yōu)于寬注窄采。通過研究提出了提高聚合物驅(qū)開發(fā)效果的注采方式，為非均質(zhì)性油藏聚合物驅(qū)開發(fā)方案的編制提供了有力的指導。

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編輯王星

Impact of plane heterogeneity of oil reservoir on development effect of polymer flooding

Xu Hongling
（CNOOC International Co.，Ltd.，Beijing City，100010，China）

Polymer flooding is a tertiary oil recovery technique for EOR after water flooding，which has been applied in different types of oil reservoirs achieving good results.The polymer flooding effect would be affected a lot due to plane heterogeneity in the development.Three kinds of heterogeneous models including permeability，thickness and geometry form were proposed based on the distribution characteristics of the sedimentary micro-facie of certain reservoir.Three types of theoretical reservoir simulation models were built by applying the method of reservoir numerical simulation.The polymer flooding effect of different injection-production patterns was studied under the production conditions of each model.The research result shows that cumulative oil production and initial daily oil production were different at distinct injection-production pattern at the same working system.For the thickness heterogeneity reservoir，the reservoir with injector located in thicker layer and producer located in thinner layer has a better development effect than the contrary pattern.For the permeability heterogeneity reservoir，the reservoir with injector located in higher permeability and producer located in lower permeability has a better development effect than the contrary pattern.For the geometry form heterogeneity reservoir，the reservoir with injector located in narrow zone and producer located in wide zone has a better development effect than the contrary pattern. Injection-production pattern should be optimized to improve development effect of the polymer flooding.

reservoir heterogeneity；polymer flooding；sedimentary micro-facies；reservoir numerical simulation；injectionproduction pattern

TE357.431

A

1009-9603（2015）05-0099-04

2015-07-03。

徐洪玲（1964—），女，山東威海人，高級工程師，從事油田地質(zhì)和開發(fā)生產(chǎn)方面的研究。聯(lián)系電話：13911169281，E-mail：xuhl12@cnooc.com.cn。