喇嘛甸油田北北块二区聚合物驱跟踪数值模拟方法研究

吴朝辉 （中石油大庆油田有限责任公司第六采油厂地质大队，黑龙江 大庆163114）

根据方案要求将北北块二区划分为2个模拟区块，分别为“二三结合”区块和北部上返剩余井区块，其中，“二三结合”区位于喇嘛甸油田北北块二区南部14＃断层南部，含油面积5.0km2，目的层萨Ⅲ4－10油层，发育砂岩厚度8.9m，有效厚度6.7m，平均有效渗透率为594mD，地质储量476.5×104t。该区采用150m五点法面积井网，新钻注采井204口，其中采油井115口，注入井89口。其模拟区纵向上按沉积单元（萨Ⅲ4－10油层）划分为4个模拟层（模拟层号1、2、3、4分别对应实际小层号萨Ⅲ4＋5、萨Ⅲ6＋7、萨Ⅲ8和萨Ⅲ9＋10），平面网格步长取25m，网格节点划分为178×227×4＝161624个节点。

1 注聚参数调整方法

聚合物驱数值模拟研究的关键及难点在于聚合物特性参数的确定，计算时选用的参数应该是聚合物溶液在地层条件下的参数，而这样的参数无法直接测得。因此，只有在全面了解聚合物驱油机理和深入分析聚合物现场开采过程之后，才能通过数值模拟方法对现场驱油进行动态拟合，并对室内测定的参数进行合理修正，最终确定模拟计算所需要的相应参数［1－2］。聚驱可调参数包括：聚合物溶液黏度－浓度关系参数；聚合物溶液流速对溶液黏度影响的剪切率参数；溶液中含盐量对溶液黏度影响参数；聚合物溶液不可及体积参数；聚合物溶液浓度与水相渗透率下降关系参数；聚合物吸附量参数；离子交换数据，扩散、弥散参数等［3－4］。

1.1 不可及孔隙体积参数的调整

聚合物溶液的不可及孔隙体积是指聚合物溶液不能到达的比聚合物分子小的多孔介质的孔隙体积。试验中发现，实验室进行岩心驱替时，注入聚合物溶液的同时注入示踪剂，其结果是聚合物比示踪剂先出来，该现象被解释为流经孔隙介质时聚合物分子比溶剂流动的快，聚合物能够流经的孔隙体积小，也决定不可及孔隙体积参数对聚合物驱含水下降时机具有较大影响。

1.2 相对渗透率曲线的调整

目前，聚合物驱油数学模型对聚合物驱油机理的描述仅考虑了聚合物驱替液的黏性提高宏观波及效率一个方面，不具备聚合物溶液的弹性能够提高微观驱油效率模拟功能［5］。

大量理论研究证实，聚合物溶液具有黏弹性，在驱油过程中，其黏性能够改善油水流度比，扩大宏观波及效率；而靠其弹性能够携带水驱无法驱动的残余油，降低残余油饱和度，提高微观驱油效率［6－8］。

根据室内试验研究，高浓度聚合物驱油条件下［9－10］，油、水两相相对渗透率曲线与普通浓度条件下的相对渗透率曲线在形态上是一致的，所不同的是聚合物浓度越高（1600mg／L），相同含水饱和度下水相相对渗透率越低，油相相对渗透率越高，最终残余油饱和度越小（见图1）。

1.3 黏浓关系曲线的调整

由于ECLIPSE数值模拟软件是单一分子量刚性数值模型［3］，所以针对多种分子量同时在模型中应用的情况，笔者采取了应用多条聚合物黏浓参数来描述，整理实验室不同分子量的黏浓关系数据，考虑到聚合物在地面管网中黏度的损失，对黏浓参数作适当调整后，按相应黏度30%的损失计算，确定模型采用的黏浓参数［11］（见图2）。由图2可知相同分子量聚合物黏度与浓度基本上呈正相关性。

图1 不同聚合物浓度下相对渗透率曲线

图2 不同分子量聚合物黏浓关系曲线

1.4 吸附参数的调整

调整吸附参数可以拟合含水下降时机，与调整孔隙体积参数的效果类同，但对含水漏斗后沿影响不大。

2 注聚参数拟合方法

1）压力拟合方法。历史拟合首先要进行压力拟合，在聚驱跟踪拟合过程中由于注入聚合物溶液降低了水相黏度，相应加大了注入压力，所以在拟合中要达到实际的注入量会使模型中网格压力超出底层破裂压力。通过加大渗透率，增加孔隙体积等水驱拟合方法无法实现压力和含油饱和度的同步拟合，主要原因是在注聚过程中模拟器只考虑了水相渗透率变化而没考虑聚合物弹性驱油机理，模拟器没有对聚合物弹性驱油（毛细管数的相对渗透率的修正）进行描述。因此，ECLIPSE在化学驱模拟中压力拟合时，需要在拟合中人为对相对渗透率曲线进行修正，以达到采出程度和压力同时拟合的目的［12］。

2）含水拟合方法。在聚合物驱含水拟合和水驱含水拟合大致相同，既需要分析单井生产状况、注采关系与地质模型参数是否匹配，另外在聚驱跟踪拟合中还要考虑聚合物溶液在地下的各种流体特征变化［12］，如不同分子量聚合物不可及孔隙体积随着岩性不同而变化、聚合物溶液在管网进入地下后聚合物溶液的吸附、扩散、降解等特性，通过调整聚合物相关物性参数拟合含水率。

3）跟踪拟合方法。具体在跟踪拟合时，需要与现场调整相结合，做法是拟合一个时间段的生产数据，对效果不好的生产井进行分析做出参数调整方案，再预测下一时间段生产效果，同时将参数调整与现场实际结合，再将实施方案后的措施井井史数据加载到模型中进行跟踪拟合，并对下一时间段进行预测，观察参数调整效果。

3 聚驱跟踪拟合实际应用

北北块二区跟踪拟合至2013年8月末，区块产油指标拟合较好，相对误差在1%以内，综合含水拟合计算结果与实际指标趋势一致，误差在2%以内，单井拟合难度较大，单井产油拟合误差精度在1%以内占70%。综合含水拟合精度在2%以内占60%。

从分区块统计情况看，截止2013年8月，北北块二区聚合物体积波及系数为79.4%，其中“二三结合”区块为74.2%，低于全区5%，北块新井区块为87.5%，高于全区8%。

根据数模统计结果，把储层按岩性渗透率级别划分为特高渗透层（＞1000mD）、高渗透层（500～1000mD）、中渗透层（200～500mD）和低渗透层（＜200mD）。根据北北块二区数模预测结果（见表1），聚驱后低、中渗透储层的残余油饱和度仍高于高渗透储层，剩余油富集区域是在后续水驱中进一步采取措施提高采收率的研究对象。

表1 不同渗透率级别油层采出程度表

4 结论

1）通过水驱拟合和聚驱跟踪调整参数不同进行研究，形成了更加完善的数值模型，为区块动态分析和管理提供了有力的数据支持。

2）研究了聚合物跟踪拟合与水驱拟合流程的差别和方法，为模型的预测、区块的开发形势和潜力区域及动态调整提供了依据。

3）聚驱数模跟踪预测有助于低压带油水井工作制度及油水井产液量、注水量的调整。

4）通过实际动态与数模跟踪预测对比分析，清楚了区块的开发形势和潜力区域，为区块动态调整提供了思路。

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