基于大型仿真物理模型的二类油层水聚接触带流体运动规律研究

董加宇

(中石油大庆油田有限责任公司第三采油厂，黑龙江 大庆 163000)

图1 水聚同驱接触带示意图

目前大庆油田一类油层聚合物驱已陆续进入后续水驱开采阶段,随着二类油层三次采油聚合物驱驱油技术工业化推广区块规模的不断扩大，二类油层聚合物驱开发已成为大庆油田原油稳产的重要手段之一[1～5]。与一类油层相比，二类油层发育明显变差，平面及纵向非均质性较严重。为进一步提高二类油层聚驱控制程度，在编制BSX(萨北开发区北三区东部西区)二类油层布井和射孔方案时，一方面采取了限定对象、缩小井距、细分层系、优化组合等优化设计；另一方面，采取二类油层聚驱与三类油层水驱相结合的方式，即二类油层限定对象选择目的层射孔，水驱井(以三次加密为主)射开剩余薄差层及表外层，这样，在平面上就形成了水聚同驱开采。由于水聚同驱区域采取油井封边的原则，使水聚同驱形成各自的独立系统，则出现水聚接触带区域[4](见图1)。以BSX二类油层为例，15个沉积单元中水聚同驱单元有10个，占66.7%。若放弃开采该单元，会造成15%～20%的地质储量损失。因此，如何协调水聚接触带附近水驱井与二类油层聚驱井的注采关系，减少水聚同驱相互影响，是二类油层开发需要重点解决的问题。

统计BSX二类油层聚驱、水聚同驱边界的连通方式[6～10]，主要有以下3种：注聚井←→水驱油井←→注水井占66.3%，注聚井←→聚驱油井←→水驱油井←→注水井占17.6%，注聚井←→聚驱油井←→注水井占10.5%。该试验研究主要针对连通方式占60%以上的注聚井←→水驱油井←→注水井连通方式，开展水聚接触带区域水驱、聚驱不同注入速度关系下接触带区域油水运动变化规律研究。

1 室内物理模拟试验条件

1.1 试验用液

1)试验用聚合物分子量为(1200～1600)×104的中等分子量聚合物，配制质量浓度为1000mg/L，45℃下黏度为37mPa·s的聚合物溶液。

2)试验用油采用大庆油田BSX生产原油与煤油按一定比例配制而成的模拟油，45℃下黏度9.8mPa·s，使用前经1.2μm的聚碳酸酯微孔滤膜过滤。

3)试验用水为大庆油田BSX二类油层实际注入清水，离子组成及总矿化度见表1。

表1 试验用水离子组成及总矿化度

图2 注聚井←→水驱油井←→注水井模型平面示意图

1.2 模型制作

模型采用石英砂与环氧树脂胶结模型，对每一种渗透率，选择石英砂合理粒度分布均方差σ，通过调整石英砂粒度分布中值(φ)[11]，确定各种粒径砂子的用量与环氧树脂用量，将砂子搅拌均匀后，放入模具中加压成型。采用该方法可精确地控制渗透率的数值，而且重复性好。

水聚接触带连通方式为：注聚井←→水驱油井←→注水井的井组，连通方式一般是二类油层采油井位于河道变差部位，利用水驱采油井代替聚驱采油井，完善二类油层注采关系。根据BSX二类油层井网井距、井网连通方式、实际油层物性及砂体发育几何形状，依据相似准则制作了3块三维大型物理仿真模型。模型平面上分为聚驱区域、接触带区域、水驱区域3个部分，水聚同驱接触带采取实际河道曲线、渗透率渐变方式过渡，较准确地模拟了油层的实际发育状况(见图2)。模型自上而下分为3层，按实际油层的渗透率低、中、高分布，其中三次加密区域底部高渗透油层不发育(见表2)。模型的几何尺寸为60cm×60cm×4.5cm，呈纵向非均质、平面非均质分布。

表2 模型纵向渗透率分布情况

1.3 采集系统安装及检测原理

采集装置由微电极、传输电缆、数字量输出板、A/D转换接口板和计算机组成。微电极是在压模前插入到模型中，平面上等距离分布，按模型的大小布不同的数量。纵向上按模型的分层情况，将电极插入每个层的中部。微电极布好以后，将微电极与扁电缆焊接，并与A/D转换板和计算机相连，每对电极测定一个点的电阻率。在模型驱替过程中，利用数据采集系统，监测各层、各点电阻率的变化，进而确定各层油水饱和度分布状况。

1.4 试验方案

根据SB(萨北)油田实际生产情况，水驱三次加密平均注入速度为0.6mg/m左右，二类油层聚驱平均注入速度0.3mg/m，所以进行水驱三次加密与二类油层聚驱注入速度比为2∶1的驱油试验；同时，由于BSX水驱三次加密井实际注入速度只在0.3mg/m左右，因此采用水驱三次加密与二类油层聚驱注入速度比为1∶1进行驱油试验。根据2个方案的试验结果(保持聚驱注入速度不变)，进行注入速度比为0.5∶1的对比试验，得出适合于BSX最佳的注入速度比。

方案1：同时打开注水井和注聚井，空白水驱至综合含水率90%后，二类油层改注聚合物0.64PV(按二类油层PV数计算)，三次加密区域继续水驱，后续水驱至综合含水率98%。试验过程中，保持水驱三次加密与二类油层聚驱注入速度比为2∶1。

方案2：保持水驱三次加密与二类油层聚驱注入速度比为1∶1，试验过程同方案1。

方案3：保持水驱三次加密与二类油层聚驱注入速度比为0.5∶1，试验过程同方案1。

为了监测三次加密油层注入水波及范围，在三次加密油层注入水中加入示踪剂(SCN-)，质量浓度为200mg/L，通过取样井检测示踪剂的质量浓度，进一步分析三次加密水窜流规律。

1.5 试验主要仪器和设备

SG83-1双联自控恒温箱1台；平流泵4台；真空泵2台；WCJ-801型控温磁力搅拌器；不同量程压力传感器；黏度计；电子天平；气瓶；容器等。

2 大型仿真物理模型水聚同驱效果

2.1 不同注入速度下采收率、含水变化规律

不同注入速度比下采收率、含水率随注入PV数的变化曲线如图3所示。

图3 不同注入速度比下采收率、含水率随注入PV数的变化曲线

注入速度比为2∶1(方案1)时，模型水驱阶段采收率为34.02%，聚驱后总采收率为56%，采收率提高了21.98个百分点。

注入速度比为1∶1(方案2)时，模型水驱阶段采收率为32.35%，聚驱后总采收率为57.74%，采收率提高了25.39个百分点。由方案1和二驱油试验结果来看，随着水驱注入速度的降低，水驱阶段采收率值虽然有所下降，但聚驱阶段含水率下降值较大且低值期相对较长(见图3)，提高采收率值也增加较大，总采收率提高了1.74个百分点。因此，为进一步减小水驱干扰，方案3在设计上进一步降低了三次加密油层水驱注入速度。

改为注入速度比为0.5∶1(方案3)后，模型水驱后综合采收率为30.41%，而聚驱后总采收率只有49.03%，采收率提高了18.62个百分点。在进一步降低三次加密油层注水速度后，水驱阶段采收率值明显降低，聚驱阶段虽然含水率下降幅度较大，但低值期较短，因此聚驱提高采收率值也较低。

综上所述，水驱阶段适当增大水驱注水速度，聚驱阶段保持注入速度比为1∶1左右，将更有利于提高整体开发效果。

2.2 取样井质量浓度变化规律

模型在采出井、水聚接触带处布置了取样井(见图2)，从不同阶段的取样质量浓度变化规律可以得出：水驱阶段三次加密注水强度大于二类油层注入速度时，注入水窜至水聚接触带及二类油层区域，从而提高二类油层中、低渗透层水驱开发效果。

通过在三次加密油层注入水中加入SCN-，试验过程进行取样，可检测到注入水中SCN-质量浓度变化，进而得出三次加密油层注入水的运动规律。在空白水驱后，3个方案中取样井均不同程度地检测到SCN-，说明3个方案空白水驱阶段注入水不同程度地进入水聚接触带及二类油层区域。随着三次加密注入速度的增加，检测SCN-质量浓度也较高，采出井SCN-质量浓度按注入速度增加，分别为20.04、28.3、35.07mg/L(见图4(a))。

聚驱阶段三次加密注入速度过大，注入水窜至水聚接触带及聚驱区域，影响采油井开采效果。

1)从各测点的聚合物质量浓度变化情况来看，3个方案中水聚接触带处取样井均见聚。

2)对比采出井不同注入方案下聚合物质量浓度变化曲线，注入速度比为1∶1、0.5∶1时，聚合物质量浓度的峰值出现的晚、浓度保留时间长，说明有效地控制了三次加密水的窜流；注入速度比为2∶1时，采出井聚合物质量浓度峰值出现较低，且下降速度很快(见图4(b))。可见，聚驱阶段，三次加密注水强度过大，注入水过多地窜至水聚接触带及聚驱区域，使井组平面矛盾加剧，影响采油井开发效果。

图4 不同注入速度比下取样井及采出井物质质量浓度随注入PV数的变化曲线

3)注入速度比为0.5∶1时，取样井1#聚合物质量浓度一直大于采出井(见图5(a))；而注入速度比为1∶1、2∶1时，取样井1#聚合物质量浓度先小于采出井后大于采出井(见图5(b)和(c))，说明随着注入速度的增加到达取样井1#的聚合物量减少或被稀释，聚合物窜流到接触带得到控制。

图5 不同注入速度比时，采出井与取样井1的聚合物质量浓度随注入PV数的变化曲线

4)后续水驱阶段，二类油层压力下降快，三次加密油层物性差压力下降慢，由于压力的传导作用三次加密水大量地进入接触带及二类油层区域。注入速度比为2∶1时，后续水驱阶段SCN-质量浓度开始上升(见图6)，表明随着三次加密注入速度的增大这种窜流会更明显，使聚驱效果变差。

2.3 剩余油含油饱和度变化规律

图6 不同注入速度比下采出井SCN-质量浓度随注入PV数的变化曲线

聚驱开始后，注入速度比为2∶1时，三次加密注入水已波及到中渗透层水聚接触带区域，波及范围比较广；二类油层的边井由于受到三次加密注入水的影响，聚合物被稀释，形成了剩余油条带(见图7)。注入速度比为1∶1时，聚驱后二类油层区域、三次加密区域及接触带处都得到较好的动用，剩余油主要分布在三次加密区域非主流线两翼，剩余油含油饱和度为50%左右；二类油层非主流线两翼及水聚接触带区域剩余油含油饱和度只为40%。注入速度比为0.5∶1时，三次加密区域波及范围比较小，非主流线上还有大量的剩余油。

无论二类油层区域、三次加密区域及接触带处，聚驱后都被有效地波及，三次加密区域非主流线、水聚驱接触带区域剩余油含油饱和度最高，在50%～60%，二类油层非主流线剩余油含油饱和度在40%～50%。

图7 中渗透层聚驱结束后不同注入速度比下剩余油含油饱和度变化图

3 结论

1)水驱阶段适当增大水驱注水速度，聚驱阶段保持注入速度比为1∶1左右，将更有利于提高整体开发效果。

2)水驱阶段三次加密注水速度大于二类油层注入速度时，导致注入水窜至水聚接触带及二类油层区域，提高二类油层中、低渗透层开发效果。聚驱阶段三次加密注入速度过大，注入水窜至水聚接触带及二类油层区域，造成聚合物的稀释，影响二类油层开发效果。

3)聚驱后，三次加密区域非主流线、水聚驱接触带区域剩余油含油饱和度最高，在50%～60%，二类油层非主流线剩余油含油饱和度在40%～50%。