注聚参数对L油田B区块“二三结合”渗流特征的影响

赵 欢，尹洪军，刘 红，徐志涛

(1.东北石油大学提高油气采收率教育部重点实验室，黑龙江大庆 163318;2.河北科技大学外国语学院，河北石家庄 050018)

注聚参数对L油田B区块“二三结合”渗流特征的影响

赵 欢1，尹洪军1，刘 红2，徐志涛1

(1.东北石油大学提高油气采收率教育部重点实验室，黑龙江大庆 163318;2.河北科技大学外国语学院，河北石家庄 050018)

“二三结合”开发主要面向层数增多、非均质性更严重的二、三类油层，其水驱后注聚渗流特征与常规主力油层注聚相比具有较大差异，对剩余油挖潜和产量接替的影响更大。利用油藏数值模拟方法，模拟“二三结合”开发模式聚驱阶段不同聚合物相对分子质量、不同聚合物浓度及不同聚合物注入速度，研究了不同聚合物参数对“二三结合”开发模式原射孔层和补孔层的压力、含水饱和度等渗流特征的影响。结果表明:聚合物相对分子质量对补孔层的含水饱和度有所影响;聚合物浓度对压力影响较大;聚合物注入速度对原射孔层及补孔层的分流率有很大影响。研究成果为“二三结合”合理挖潜和提高原油采收率提供了科学依据。

渗流力学;二三结合;聚合物相对分子质量;聚合物浓度;注入速度;压力;含水饱和度

赵 欢，尹洪军，刘 红，等.注聚参数对L油田B区块“二三结合”渗流特征的影响［J］.河北科技大学学报，2015，36(3):324-329.

ZHAO Huan，YIN Hongjun，LIU Hong，et al.Polymer flooding effect of seepage characteristics of the second tertiary combined model of L oilfield block B［J］.Journal of Hebei University of Science and Technology，2015，36(3):324-329.

“二三结合”开发模式是指油田二类油层在井网加密水驱调整之后，在适当的时机转入三次采油，将二次采油和三次采油有机地结合起来，改善水驱阶段开发效果，提高采收率，延长油田的水驱开发有效期，对二类油层进一步挖潜［1-4］。二类油层主要以三角洲分流平原沉积和三角洲内前缘沉积，纵向和平面上沉积环境变化较大，总体上呈现河道砂发育规模小，平面及纵向非均质严重等特点［5-8］。

三次采油技术主要应用于主力油层［9-11］。随着对资源的挖潜，聚合物驱技术逐渐应用于二类油层，“二三结合”开发模式应用逐渐广泛［12-14］。2004年，王德民等［15-16］提出关于大庆油田“两三结合”的试验情况及开发建议;2007年，刘义坤等［17］应用数值模拟方法，分析大庆油田萨中开发区二、三类油层“二三结合”开发实验井网部署，实验层段组合优化方案，注聚开发合理衔接时机，二、三类油层最佳组合开发模式等;2014年，赵云飞等［18］对喇嘛甸油田“二三结合”试验区从完善试验区新老井注采关系、减缓水驱产量递减、控制无效注采循环，增加可采储量等多方面对“二三结合”试验的开发效果进行了评价，“二三结合”开发模式提高了水驱区块整体开发效果，减缓了水驱产量递减及含水上升速度。但都没有从渗流机理方面对“二三结合”开发模式的开发效果进行研究。

“二三结合”开发模式过程中影响开发效果的因素很多，聚合物溶液的注入参数对“二三结合”的开发效果有重要影响［19-21］。为此，本文通过油藏数值模拟方法，建立五点法井网，注采井距150 m，模拟层位3层，第1层为原射孔层，第2层为隔层，第3层为补孔层。隔层的渗透率、净毛比、砂岩厚度均为0，原射孔层的渗透率为0.3 μm2，砂岩厚度为2.5 m，净毛比为0.74;补孔层的渗透率为0.6 μm2，砂岩厚度为7.5 m，净毛比为0.74。参照L油田B区块的流动参数，模拟不同的聚合物参数(如聚合物分子量、聚合物质量浓度、聚合物注入速度等)，分析不同聚合物参数下模型原射孔层和补孔层的渗流特征，探索不同聚合物参数对“二三结合”开发模式渗流特征的影响。

1 聚合物相对分子质量对渗流特征的影响

聚合物相对分子质量是表征聚合物特性的一个重要参数，不同的油藏条件适应的相对分子质量不同，聚合物相对分子质量的大小直接影响着聚合物驱的驱油效果，本次设计“二三结合”聚驱阶段注入聚合物相对分子质量分别为950万、1 900万、2 500万，聚合物注入质量浓度为1 200 mg/L，对不同的模型进行模拟，绘制不同时期的注采井之间的压力和含水饱和度的分布图，分析不同聚合物相对分子质量对“二三结合”开发模式聚驱过程中渗流特征的影响。

注采井之间注入不同相对分子质量聚合物后原射孔层及补孔层的压力分布曲线，如图1所示。

图1 不同相对分子质量聚合物溶液的压力分布曲线Fig.1 Pressure distribution curve of polymer solution with differentmolecular weight

从图1 a)可以看出，在注入聚合物1年后，原射孔层的压力低于补孔层的压力，这主要是因为补孔层的渗透率高，因此聚合物溶液主要沿着高渗透层流动。从图中还可以发现，聚合物溶液的相对分子质量的变化对压力变化影响较小。图1 b)为注入聚合物2年后模型的压力分布曲线，该变化规律与图1 a)变化规律一致。

注采井之间注入不同相对分子质量聚合物后原射孔层及补孔层的含水饱和度分布曲线，如图2所示。

图2 不同相对分子质量聚合物溶液的含水饱和度分布曲线Fig.2 Water saturation distribution curve of polymer solution with differentmolecular weight

从图2中可以看出，相对分子质量的变化对原射孔层的含水饱和度的影响不大，对补孔层的含水饱和度稍有影响。随着聚合物溶液注入的时间进一步增加，可以看出到聚驱2年后，原射孔层与补孔层的含水饱和度差异很小，主要是由于补孔层动用程度大，含油饱和度降低幅度快，缩小了与原射孔层的差距。

在注入能力范围内，相对分子质量越大，原射孔层分流率越大，相对分子质量为2 500万聚合物相比相对分子质量为950万聚合物原射孔层分流率平均提高0.5%左右。这是由于注入相对分子质量越大，对下部补孔层封堵作用越明显，迫使更多的流体进入上部原射孔层，提高原射孔层的动用程度，有一定的调剖效果。

2 聚合物注入浓度对渗流特征的影响

“二三结合”开发模式聚合物驱过程中，可以适当提高聚合物溶液的浓度，对该区块进一步挖潜，聚合物浓度过低，驱替液效果不明显。但是注入聚合物质量浓度增加，驱替液注入地层渗流阻力增加，流体流动性差，驱替效果不好。选择合理的聚合物注入浓度，明确聚合物注入浓度对“二三结合”开发模式渗流特征的影响，这对合理调整开发方案有重大意义。设计“二三结合”聚驱阶段注入聚合物质量浓度分别为1 000，1 500，1 800 mg/L，注入聚合物相对分子质量为1 200万，通过模拟，绘制了不同时期注采井之间的压力和含水饱和度的分布曲线。

注采井之间注入不同质量浓度聚合物后原射孔层及补孔层的压力分布曲线，如图3所示。

图3 不同浓度聚合物溶液的压力分布曲线Fig.3 Pressure distribution curve of polymer solution with different concentration

从图3中可以看出，注聚前原射孔层和补孔层压力基本相同。注聚后层间压力发生较大变化，说明注入的聚合物浓度对原射孔层和补孔层压力影响较大。同一层内注入浓度越高，注水井井底流压越高，地层压力也越高，且注入不同聚合物浓度时补孔层压力普遍大于原射孔层压力。分析原因，主要是由于补孔层物性好、渗透率高，因此聚合物溶液主要沿着高渗透层流动。尤其是注聚质量浓度达到1 800 mg/L时，原射孔层和补孔层压力提高的比较明显，注采压差最大，有利于提高油层的动用程度。

对于同一小层，注入聚合物浓度越高，注水井井底压力越高，注采井间压力也越高。注入相同浓度聚合物时，原射孔层压力没有补孔层压力高，说明聚合物溶液主要沿着高渗透层流动。同时还可以发现，注水井井底流压越高，生产井井底流压越低。

注采井之间注入不同浓度聚合物后原射孔层及补孔层的含水饱和度分布曲线，如图4所示。

图4 不同质量浓度聚合物溶液的含水饱和度分布曲线Fig.4 Water saturation distribution curve of polymer solution with different concentration

从图4中可以看出，注聚前，原射孔层和补孔层的含水饱和度分布有较大的差异;注聚1年后，补孔层含水饱和度发生了较大变化，距离注水井一定范围内含水饱和度大幅上升，生产井附近含水饱和度减小，且注入聚合物质量浓度为1 000，1 500，1 800 mg/L时都有显著的效果，且仍旧是注入浓度越高，注采井间同一位置含水饱和度越低，说明聚驱对于补孔层动用效果明显。

聚合物浓度对原射孔层及补孔层分流率有较大的影响。注入聚合物溶液浓度越大，原射孔层分流率越小，主要是受到原射孔层和补孔层注入能力的限制，原射孔层厚度小、渗透率低，注入能力低。注入质量浓度为1 000 mg/L聚合物溶液和注入质量浓度为1 800 mg/L聚合物溶液相比，原射孔层分流率最大可提高0.93%，原射孔层动用得到较大提高。

3 聚合物注入速度对渗流特征的影响

聚合物溶液的注入速度主要受注入压力的限制，注入速度增加，需要的注入压力增加，当注入压力达到地层破裂压力时，对地层会造成破坏，不适宜注入。设计“二三结合”聚驱阶段注入聚合物的速度分别为0.132，0.152，0.172 PV/a，注入聚合物相对分子质量为1 200万，注入聚合物的质量浓度为1 200mg/L，通过模拟，绘制了不同时期注采井间压力和含水饱和度的分布曲线。

注采井之间不同聚合物注入速度下原射孔层及补孔层的压力分布曲线，如图5所示。

图5 不同聚合物注入速度下压力分布曲线Fig.5 Pressure distribution curve under different polymer injection rate

从图5中可以看出，同一小层，注入PV数越大，小层压力越高，注水井井底流压越高。聚驱阶段注聚1年，注入速度达到0.172 PV/a时，注水井井底压力已经达到破裂压力限制，说明注入速度对注采井间压力有较大的影响。当注入速度相同时，始终是补孔层的压力大于原射孔层的压力。同时可以发现，注入速度越大，注采压差越大，但当注入压力达到破裂压力以后，注采压差不再增加。因此考虑到注入能力的限制，需要选择适宜的注入速度，同时能够保证有较大的注采压差。

注采井之间不同聚合物注入速度下原射孔层及补孔层的含水饱和度分布曲线，如图6所示。

图6 不同聚合物注入速度下含水饱和度分布曲线Fig.6 Water saturation distribution curve under different polymer injection rate

从图6中可以看出，注入速度为0.132，0.152，0.172 PV/a时，原射孔层含水饱和度在不同时刻相差较小，而补孔层注入速度不同时，注采井间含水饱和度差别相对较大。主要是原射孔层由于物性差，注入能力有限，因此注入速度不宜过高;而补孔层由于油层较厚、渗透率较高，流动阻力小;在注入能力范围内，提高注入速度，更多的原油将被动用，因此能够得到更好的开发效果。

聚合物注入速度对原射孔层及补孔层分流率有较大的影响。初期注入速度越高，原射孔层分流率越大，对原射孔层动用效果越好。但注入一段时间后，由于注入速度大，注入压力高，因此受注入压力的限制，原射孔层分流率逐渐减小，此时注入速度小的方案原射孔层分流率较大。因此应该合理选择注入速度，保证原射孔层长期有较好的分流率，得到较好的动用。

4结论

1)“二三结合”开发模式聚驱阶段聚合物相对分子质量的变化对压力影响较小，对原射孔层的含水饱和度的影响不大，对补孔层的饱和度稍有影响，相对分子质量越大对补孔层的封堵作用越明显，调剖效果越好。

2)“二三结合”开发模式聚驱阶段聚合物浓度的变化对压力影响较大，注入浓度越高，地层压力越大，对补孔层的含水饱和度有影响，聚合物浓度高对渗透率高的地层有较高动用程度。

3)“二三结合”开发模式聚驱阶段聚合物注入速度的变化主要受注入压力的限制，注入速度越大，注采压差越大，但当注入压力达到破裂压力以后，注采压差不再增加，补孔层的压力大于原射孔层压力。

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Polymer flooding effect of seepage characteristics of the second tertiary combined model of L oilfield block B

ZHAO Huan1，YIN Hongjun1，LIU Hong2，XU Zhitao1(1.Key Laboratory for Enhanced Oil Recovery of Ministry of Education，Northeast Petroleum University，Daqing，Heilongjiang 163318，China;2.School of Foreign Languages，Hebei University of Science and Technology，Shijiazhuang，Hebei050018，China)

The second tertiary combined model is applied to develop the second and third type reservoirs which have more oil layer quantity and strong anisotropism，compared to the regularmain reservoirwith polymer injection，whose seepage characteristics of polymer-injection-after-water-drive shows a remarkable difference，in addition.This development appears to have a larger effect on the remaining oil developmentand production.Simulating the second tertiary combinedmodel by reservoir numerical simulation under different polymermolecular weight，polymer concentration，polymer injection rate on the polymer injection period，conclusions of the influenced seepage characteristics of original and added perforated interval pressure and water saturation are drawn.The conclusion shows that the polymermolecular weight could influence water saturation of added perforated interval;polymer concentrationmakes a significant impact on reservoir pressure;polymer injection rate has a great influence on the separate rate of original and added perforated interval.This research provides firm science evidence to the theory of the second tertiary combined model to develop and enhance oil in-jection-production rate.

percolationmechanics;the second tertiary combined;polymermolecular weight;polymer concentration;injection rate;pressure;water saturation

TE346

A

1008-1542(2015)03-0324-06

10.7535/hbkd.2015yx03016

2015-04-01;

2015-05-11;责任编辑:王海云

国家科技重大专项(2011ZX05010-002-003)

赵 欢(1990—)，女，河北石家庄人，硕士研究生，主要从事渗流力学及油藏数值模拟方面的研究工作。

尹洪军教授。E-mail:yinhj7176@126.com