聚—三元同驱系统压力分布及影响因素研究

柏明星 孙建鹏 阚春玲

摘 要：研究大庆萨中东区二类油层聚-三元同驱系统，运用数值模拟方法，计算并分析在各个时期平面井间和纵向地层压力分布规律；同时，综合考虑影响地层压力分布的因素，通过正交设计方差分析原理，将各因素对压力分布的影响程度进行排序。研究结果表明，在不同时期，平面和纵向上压力变化较大，存在相互干扰，但随着时间推移，该干扰逐渐削弱，得到压力存在趋于一致趋势的规律；影响地层压力分布的主控因素，对地层压力分布影响程度大小排序为注采速度>注采比>渗透率变异系数>注入时机三元中聚合物浓度>聚合物浓度。对矿场实际施工工作有一定指导意义。

关 键 词：聚-三元同驱；压力干扰；影响因素

中图分类号：TE 357 文献标识码： A 文章编号： 1671-0460（2016）04-0766-04

Abstract： For polymer-ternary drive system in Daqing Sa Middle East Class II reservoirs， numerical simulation was used to calculate and analyze formation pressure distribution in the plane between wells and in vertical formation in various periods； at the same time， factors to affect formation pressure distribution were analyzed； by orthogonal design analysis， the influence degree of various factors on pressure distribution was ordered. The results show that， in different periods， planes and longitudinal pressure variations are larger， there is interfere with each other， but as time goes on， the interference undermines； the pressure exists convergence trend； the degree order of influence on the formation pressure distribution is injection production rate> injection-production ratio > permeability variation coefficient > injection timing ternary polymer concentration> polymer concentration.

Key words： Polymer - trinity flooding； Pressure interference； Influencing factors

随着油田进入开发后期，二类油层大规模注聚及注入三元体系已成为目前油田原油稳产的重要手段之一[1]。针对同一区块的同一地层下，在某一时期，分别通过一部分井注入聚合物，另一部分井注入三元，由于不同注剂同时存在于地层中，所产生的系统即为聚-三元同驱系统。目前随着注聚、三元规模不断扩大，聚-三元同驱系统越来越普遍存在，由于该系统而产生的相关问题也日渐突出，针对该同驱系统的研究尚处于起步阶段[2，3]。

本文针对大庆萨中油田东区二类油层，由于注聚、三元而产生的地层压力变化相互干扰问题进行研究。分析了地层压力在平面和纵向各个时期的分布情况，并对影响地层压力分布的各个影响因素进行研究。本研究旨在找出同驱系统下地层压力分布规律，对矿场实际工作具有借鉴意义。

1 研究区地质概况及理想模型概述

大庆萨中油田东区二类油层存在河道砂发育的厚度薄、渗透率低、河道砂规模窄、砂体连续性差、平面非均质性非常严重等特点。目前，萨中东区萨尔图层系纵向上，共分为SⅠ、SⅡ、SⅢ三个油层组，其中SⅡ1-SⅡ15+16b为注三元层、SⅡ10-SⅢ10b为主聚层，即：SⅡ10-SⅡ15+16b为注聚和注三元交叉层；萨中东区平面上，研究区域选在注聚区和注三元区的过渡区域。因而，该交叉层与过渡区即为本文要研究的聚-三元同驱系统；

实际区块为横跨聚驱和三元驱的中间过渡区域。因而，基于实际区块，理想模型设计采用四注九采五点法井网布井方式，共分五层。理想模型参数设置均参照实际区块，模型网格数为61×61×5、网格宽度为10×10×5、油藏顶深1 000 m、油藏中部压力10.97 MPa、初始油藏温度42.4 ℃、初始含油饱和度50%、孔隙度28%、渗透率：500 10-3 ?m2，如图1所示。

模型初期注水，在含水率达到90%后开始注入聚合物和三元（本理想模型聚和三元同时注入）。其中：

① 1、5层四口注入井仍旧注水；

② 2、3层W1和W3井注水，W2和W4井注三元；

③ 3、4层W1和W3井注注聚，W2和W4井注水；

根据含水率，划分为见效前期、含水下降期、含水稳定期、含水回升前期、含水回升后期、后续水驱六个阶段，如图2所示。分别分析在这六个阶段内，地层的平面和纵向的压力分布。

2 两驱系统不同时期地层压力分布

针对注聚和注三元后的由含水而划分的见效前期、含水下降期、含水稳定期、含水回升前期、含水回升后期、后续水驱六个阶段，在此基础上进一步分析平面和纵向压力分布情况。

2.1 不同时期平面压力分布

在理想模型中，第三层为聚-三元同驱层，且研究对象为注聚井和采油井与注三元井和采油井的井间地层压力分布，因而在平面分析中，以第三层井间地层压力分布为例，不同时期注聚井和采油井的井间压力曲线与注三元井和采油井的井间曲线压力相互交错，并且同一时期注聚井间压力明显高于注三元井间压力，各时期压力大小分别为：含水回升后期>含水回升前期>含水稳定期>含水下降期>后续水驱>见效前期（图3）。

2.2 不同时期纵向压力分布

纵向上不同时期井间压力曲线分布如图4所示。见效前期，由于地层均质，故压力平衡。随后各时期井间压力分布随距离增大而减小，本例为一口注聚井与一口采油井之间压力变化趋势，第三、四层压力明显高于其余三层，第三层为同驱层压力最高，说明纵向上压力必然存在干扰。并且，由于地层的传导性，最终压力存在趋于一致的趋势（图4）。

2.3 确定不同时期压力相互干扰程度

由于水、聚合物溶液及三元体系溶液的不同流变性质，导致注入后在层间及平面各位置处压力分布不均匀，形成压力干扰，因此影响开发效果。为了正确表征层间及平面各位置处压力分布不均匀的大小，在此定义了“压力干扰系数”的概念。

压力干扰系数（PV）为衡量地层压力波动大小的数学概念，可以反映地层压力分布的不平衡性，其数学表达式为：

其中，PV代表压力干扰系数；平面上：Pi为平面第i个井点处的压力值；

为各个井点的平均压力； 为所有层的平均压力；纵向上：Pi为剖面第i层平均压力； 为该剖面的压力； 为所有层的平均压力。在本式中，所计算的压力干扰系数值越大，压力分布越不均匀，平面或纵向压力干扰越严重。

2.3.1 平面压力干扰系数计算

针对不同时期地层压力变化情况，对理想模型各个层分别计算平面压力干扰系数（表1）。

总体上，不同时期压力干扰系数存在较大差异，平面压力干扰严重。各层干扰系数值前期变化明显后期趋于平稳，第一、五层为注水层，故压力方差变化较小。在含水前、后时期，压力干扰系数最大，后期压力干扰系数变化缓慢，并略下降，说明压力存在趋于平衡的趋势。

2.3.2 纵向压力干扰系数计算

针对不同时期地层压力变化情况，对理想模型纵向5个剖面（A剖面含有P1、P4、P7三口油井；B剖面含有W1、W3两口水井及对应的虚拟注入井；C剖面含有P2、P5、P8三口油井；D剖面含有W2、W4两口水井及对应的虚拟注入井；E剖面含有P3、P6、P9三口油井），计算各剖面纵向压力干扰系数（表2）。

总体上，可以看出纵向剖面压力相互干扰严重。A和E剖面分在注水井两侧压力，故方差在各个时期均变化不大。C剖面压力方差偏大是由于该剖面处于四口水井之间，压力产生叠加。后期压力方差变化缓慢，并略下降，说明压力存在趋于平衡的趋势。

3 影响压力分布的因素分析

从工程角度提出了6个影响地层压力分布的因素，分别为注采比、注入时机、渗透率变异系数、注聚浓度、注三元中聚合物浓度和注入速度等[4-6]。

3.1 影响因素概况

根据萨中东区实际矿场施工情况，设计各个影响因素实验方案。如表3所示。

针对六个不同影响因素，通过理想模型设计并计算不同参数时地层压力变化情况。

3.2 正交设计方差分析各个影响因素

方差分析的基本思想是将数据的总变异分解成因素引起的变异和误差引起的变异两部分，构造F统计量，做F检验，即可判断因素作用是否明显[7]。即F值的大小反映了各因素对试验结果影响程度的大小。本文中试验结果指标使用压力干扰系数（表4）。

综合单因素分析及正交设计实验，可以看出注采比、注入时机、渗透率变异系数、聚合物浓度和三元中聚合物浓度以及注入速度对压力分布的影响很大。并且，其对压力分布影响大小排序为：注采速度>注采比>渗透率变异系数>注入时机三元中聚合物浓度>聚合物浓度。

4 结 论

（1）平面上，各时期压力变化明显，但走势基本一致，注聚井间压力普遍高于注三元井间压力，各时期压力大小分别为：含水稳定期>含水回升前期>含水下降期>含水回升后期>后续水驱>见效前期。并且两驱同注下，地层压力变化规律一致；

（2）纵向上，存在注剂层压力明显高于其余未注剂层，并且两驱同驱层压力最高说明纵向上压力必然存在干扰，且由于地层的传导性最终压力存在趋于一致的趋势；

（3）通过压力干扰系数计算并分析得出，平面和纵向的压力存在差异，存在相互干扰，但随着时间推移，该干扰逐渐削弱，进一步证明压力存在趋于一致的趋势；

（4）影响地层压力分布的主控因素为注采比、注入时机、渗透率变异系数、聚合物浓度和三元中聚合物浓度以及注入速度；其影响压力分布大小排序为：注采速度>注采比>渗透率变异系数>注入时机三元中聚合物浓度>聚合物浓度。

参考文献：

[1]舒志华. 二类油层水聚驱接触带动态特征及调控技术研究[D].大庆：东北石油大学，2010.

[2]关文婷. 大庆油田二类油层聚水同驱可行性研究[J].大庆石油地质与开发， 2008（27）： 106-108.

[3]崔国强. 萨尔图油田二类油层水聚同驱开发效果研究[D].大庆：东北石油大学，2009.

[4]刘显库. 葡萄花油层地层压力分布规律研究[J].科学技术与工程，2012， 12（18）： 4507-4511.

[5]张喆. ASP三元复合驱油藏数值模拟研究[D].中国石油大学（北京），2008.

[6]汪淑娟. 三元复合体系驱油效果影响因素研究[D].大庆：东北石油大学，2004.

[7]刘明磊. 正交试验设计中的方差分析[D].哈尔滨：东北林业大学，2011.