聚驱后储层非均质性对堵水调剖试验选区的影响

尹相文，靳彦欣，夏凌燕（中石化胜利油田分公司采油工艺研究院，山东 东营257000）

聚驱后储层非均质性对堵水调剖试验选区的影响

尹相文，靳彦欣，夏凌燕（中石化胜利油田分公司采油工艺研究院，山东 东营257000）

针对聚合物驱后堵水调剖技术试验区选择的困惑，运用油藏数值模拟的技术手段，从储层非均质性的角度，对试验的选区原则进行研究，探索了聚合物驱后堵水调剖试验区选择的适应性条件，初步确定聚合物驱后油藏堵水调剖试验区选区原则为：高渗透条带渗透率大于等于3000×10－3μm2，渗透率级差大于等于3。

聚合物驱；堵水；调剖；非均质性；选区原则

堵水调剖技术一直是油田改善注水开发效果、实现油藏稳产的有效手段。我国堵水调剖技术已有几十年的研究与应用历史，在油田不同的开发阶段发挥着重要作用［1］。聚合物驱后仍然有约50%原油残留于地下，聚合物驱后进一步提高采收率技术研究受到石油科技工作者的高度重视［2］。整体堵水调剖是高含水期特别是聚合物驱后油藏进一步提高采收率的重要技术。聚合物驱后更加复杂的储层和流体特征以及整体堵调工艺设计方法都对整体堵调的实施效果有很大的影响。现场实践经验表明，合理的选择试验区是整体堵水调剖取得良好效果的重要保障。前人主要在堵水调剖选井、选层、调剖剂优选［3，4］等方面做了大量工作，研究了影响堵水调剖效果的各种因素［5］，运用了诸如室内物理模拟、PI决策、RE决策、模糊综合评判［6］等众多方法。该次研究的落脚点在试验区的合理选择，通过油藏数值模拟手段，利用概念模型模拟方法，研究了储层非均质性对聚合物驱后剩余油分布特征和储层强水淹半径的影响，探索了聚合物驱后整体堵水调剖试验区选择的适应性条件。

1 模型设计和参数选择

利用数值模拟软件，分别建立了层间、层内和平面概念模型共18套。模型平面网格步长均为20m×20m，X、Y方向各有51个网格。层间模型纵向网格步长5m，上下两渗透层，中间有稳定隔层，层内模型纵向网格步长1m，细分为10模拟层，平面模型纵向1层，厚度5m。层间模型渗透率按正韵律赋值，两层模型上层1000×10－3μm2，下层分别为（2000、3000、4000、5000、6000、7000）×10－3μm2。层内模型渗透率按正韵律赋值，从上到下分别为（500、600、800、1000、1200、1500、1800、2000、2200）×10－3μm2；第10层设为高渗透层，渗透率分别为2500×10－3μm2（层内模型1）、3000×10－3μm2（层内模型2）、4000×10－3μm2（层内模型3）、5000×10－3μm2（层内模型4）。层内纵向渗透率取值为水平渗透率的0.1倍。平面概念模型平面渗透率赋值1000×10－3μm2，设对角方向为主流线，存在20m和60m宽的高渗透条带，渗透率分别为（2000、3000、4000、5000）×10－3μm2。模型井网为四注九采面积井网，定液量生产，保持注采平衡，水井日注200m3，油井日液量50～100m3不等。

模型其他参数均参考胜利油田某采油厂实际数据。油水井井距295m，油藏埋深1250m，原始地层压力12.5MPa，饱和压力8.5MPa，温度70℃，地下原油黏度50mPa·s，孔隙度0.32；地层水体积系数1.0027，地层水黏度0.46mPa·s，地层水压缩系数8.4×10－4MPa－1，岩石压缩系数4×10－4MPa－1，相对渗透率和高压物性数据见表1、2。

表1 相对渗透率数据表

表2 原油高压物性表

2 模拟结果分析

数值模拟结果表明，层间模型随着渗透率级差逐渐增大，总体采出程度明显降低，总体采出程度呈线性降低规律，级差大于4后降低趋势变缓（图1）；并且随着渗透率级差的增大，层间采出程度差异也逐渐加大，低渗层采出程度急剧下降，高渗层采出程度略有增加，高渗层采出程度增加幅度远小于低渗层采出程度降低幅度（见图2）。

图1 采出程度与渗透率级差关系曲线

图2 层间采出程度与渗透率级差关系曲线

从剩余油饱和度场可以看出，渗透率级差导致层间剩余油饱和度明显的差异。随着级差增大，层间矛盾更加突出，聚驱后，正韵律油层上部仍然存在较多的剩余油潜力。而且高渗透层的强水淹半径也逐渐增加，当级差大于3后，增加的趋势变缓（图3）。

从层内来看（图4），纵向传导率和油水重力分异作用的影响，使高渗透条带发育的层段采出程度较高，同时抑制了厚层中上部原油的开采。强水淹半径随着高渗透层段渗透率的增加变化规律如图5所示，由图5可知，随着高渗透层渗透率的增加，高渗透层强水淹半径迅速增大，其他层段强水淹半径减小。

平面上，从高渗透条带宽度为60m模型的剩余油饱和度场图可以看出，平面高渗透条带的存在影响了注入水的波及，导致剩余油饱和度分布的差异。剩余油主要分布在高渗透条带边部的油井排。

从采收率对比来看，平面上，高渗透条带渗透率越高，导致最终采收率会越低。平面上强水淹半径随着高渗透条带渗透率增加沿高渗透条带方向迅速增加，垂直高渗透条带方向减小。

图3 强水淹半径与渗透率级差的关系

图4 模型1和模型2不同模拟层采出程度差异柱状图

图5 不同模型各模拟层强水淹半径曲线

3 结论认识

1）聚合物驱后油藏整体堵水调剖试验区的选择应该充分考虑剩余油和优势渗流通道的分布特征。通过数值模拟技术建立了各种非均质的概念模型开展研究，初步的结果表明聚合物驱后油藏适合开展整体深部堵水调剖试验的储层非均质特征为高渗透条带渗透率大于等于3000×10－3μm2，渗透率级差大于等于3。

2）为了更好地发挥整体堵水调剖技术在聚合物驱后进一步提高采收率的作用，仍然需要在此基础上开展更多的工作，聚合物驱后堵水调剖的时机、调剖深度以及调剖轮次等方面的研究需要加强。

［1］熊春明，唐孝芬.国内外堵水调剖技术最新进展及发展趋势［J］.石油勘探与开发，2007，34（1）：83～87.

［2］卢祥国，张云宝.聚合物驱后进一步提高采收率方法及其作用机理研究［J］.大庆石油地质与开发，2007，26（6）：113～118.

［3］冯其红，尹文军.区块整体调剖筛选方法研究［J］.石油大学学报（自然科学版），1999，35（5）：35～41.

［4］王佩华，姜英泽，王德智，等.油田区块整体调剖优化技术研究与应用［J］.断块油气田，2001，8（4）：58～60.

［5］舒晓晖，张贵才，葛际江，等.调剖效果影响因素的室内研究［J］.油气地质与采收率，2005，12（5）：62～72.

［6］姜汉桥，陈月明.区块整体调剖堵水方案最优化设计及应用［J］.石油学报，1998，19（2）：61～65.

Influence of Reservoir Heterogeneity to Pilot Area of Water－plugging and Profile Control Technology after Polymer Flooding

YIN Xiang－wen，JIN Yan－xin，XIA Ling－yan（First Author's Address：Research Institute Oil Production Technology，Shengli Oilfield Company，SINOPEC，Dongying257000，Shandong，China）

In view of the puzzlement to water－plugging and profile control pilot area selecting after polymer flooding，from the aspect of formation heterogeneity，reservoir simulation technology was used to study the experimental block choosing rules，the conformability condition of experimental block after polymer flooding was investigated.The preliminary rules of water－plugging and profile control after polymer flooding are that the permeability of high permeable belt is not less than 3000×10－3μm2，and the permeability differential is not less than 3.

polymer flooding；water－plugging；profile control；heterogeneity；rule of block choosing

TE358.3

A

1000－9752（2012）08－0150－03

2012－01－03

国家科技重大专项（2011ZX05011）。

尹相文（1980－），男，2004年大庆石油学院毕业，硕士，工程师，现主要从事堵水调剖和油藏数值模拟方面的工作。

［编辑］ 萧 雨