南海西部油田可动微凝胶深部调驱模拟表征方法及应用

孟令强

(中海石油(中国)有限公司湛江分公司，广东湛江 524057)

南海西部北部湾区域目前约一半以上的油田需要注水开发，但随着注水开发程度深化，加之储层的非均质性，注入水容易沿着高渗透层突窜，造成无效注水，波及体积低。目前南海西部90%以上注水油田已进入中高含水期，必须寻找能有效扩大注入水波及体积的方法进行稳油控水，进一步提高油田采收率。深部调驱是在现有井网层系下有效扩大注入水波及体积的重要技术措施，是注水油田中高含水期进一步提高水驱采收率的重要途径之一[1-2]。韩大匡院士团队提出的可动微凝胶(Soft Microgel，简称SMG)深部调驱技术就是其中的一项最新技术[3]，该项技术可有效克服传统调驱技术在矿场应用中的一些不足[4-6]。目前对于SMG深部调驱的相关研究比较多，主要包括调驱体系的室内实验评价、影响因素分析、参数优化等[7-11]，但SMG数值模拟研究相对较少[12-15]；目前商业数值模拟软件还无法直接模拟表征其调驱机理，严重制约了深部调驱地质油藏方案的快速编制。针对以上问题，基于SMG调驱机理，将调驱过程划分为生成、运移和封堵三个阶段，然后利用ECL(ECLIPSE)数值模拟软件分别对上述过程进行模拟表征，重点研究调驱效果影响规律，指导南海西部SMG深部调驱先导试验。

1 可动微凝胶调驱模拟表征

1.1 调驱机理

可动微凝胶是指在储层多孔介质中可以移动的纳米-微米级凝胶。使用可动微凝胶提高水驱采收率的主要机理是：①调整驱动方向，通过可动微凝胶暂堵高渗透水流通道，使后续的注入流体转向原来水驱冲洗强度较低和水驱未达到的部位，有效扩大波及体积和提高冲洗强度；②依靠后续的注入流体有效地驱替出所扩大波及范围内的分散剩余油，从而提高水驱采收率。微凝胶对原来的老通道形成暂堵以后，可动微凝胶受到的压力梯度会增加，当增加到一定程度后，使具有柔性的可动微凝胶突破暂堵部位并向前移动，直到在某个新的部位再次暂堵新的高渗透水流优势通道，如此周而复始，可动微凝胶不断重复“暂堵-突破-再暂堵-再突破”的过程，直至油藏的深部，不断地扩大注入流体的波及体积，不断地驱替出更多分散的剩余油[16]。

1.2 模拟表征方法

由可动微凝胶深部调驱机理可知，随着注入水流动，调驱剂逐渐向地层深部运移，主要用于改变储层的渗透率，尤其封堵高渗透通道。基于此，可将调驱过程划分为生成(调驱剂注入到储层)、运移(调驱剂在储层中流动)和封堵(储层渗透率发生改变)三个阶段，利用数值模拟软件ECL分别模拟上述三个阶段近似表征可动凝胶深部调驱过程。

1.2.1 SMG生成和运移模拟表征

化学反应在ECL中主要用来表征模拟火烧油层、生物降解等机理。因此，SMG的生成可通过化学反应生成物来代替，运移的远近可通过化学反应速率来表征，化学反应速率主要遵守阿伦尼乌斯方程：

(1)

式中：Rr为某一反应物在单位时间单位体积内反应消耗的质量，kg/(m3·d)；Ar为反应速率常数，(kg/m3)1-∑nri/d；Er为反应活化能，J/kg；R为通用气体常数，J/(kg·K)；T为绝对温度，K；Cri为反应物的密度，kg/m3；nri为与组分浓度相关的指数，f；i为组分个数，f。

化学反应方程主要包括化学反应配平系数和化学反应速率两大部分，因此，模拟SMG的生成与运移需要以下三个步骤。

步骤一：定义组分

①定义生成物组分

CNAMES

OIL GAS DPOLY/

CVTYPE

1* 1* SOLID/

其中，CNAMES为定义生成物组分名称；OIL代表油组分；GAS代表气组分；DPOLY代表具有封堵能力的SMG固相颗粒；CVTYPE为定义生成物组分挥发类型；SOLID代表固相组分类型。

②定义反应物组分

WNAMES

WATER POLY/

CWTYPE

1* POLY/

其中，WNAMES为定义反应物组分名称；WATER代表水组分；POLY代表反应物SMG分散相体系；CWTYPE为定义反应物组分类型。

步骤二：设置化学反应配平系数

①设置反应物配平系数

STOREAC

0 0 0 1 0/

其中，STOREAC为设置反应物配平系数。

②设置生成物配平系数

STOPROD

0 0 1 0 0/

其中，STOPROD为设置生成物配平系数。

步骤三：设置反应速率常数

REACRATE

0.1/

其中，REACRATE为设置反应速率常数。

反应速率常数的大小可以控制SMG运移的远近。反应速率常数大，反应速度快，SMG主要堆积在近井筒附近，可用于模拟近井地带的封堵；反应速率常数小，反应速度慢，SMG往深部运移，可用于模拟深部调剖。

1.2.2 SMG封堵能力模拟表征

SMG进入储层之后，封堵能力通过流度倍乘系数来表征，见式(2)：

(2)

其中，流度倍乘系数为吸附浓度的函数，见式(3)：

ks=ksc(Ca)

(3)

式中：Ca为固相吸附浓度，mg/L；ksc(Ca)为吸附浓度的函数。

在ECL中，流度倍乘系数可通过关键字SOLIDMMC(设置流度倍乘系数与固相吸附浓度的关系)进行设置：

SOLIDMMC

0 1.00

0.0001 0.99

0.0005 0.80

0.001 0.75

0.005 0.36

0.01 0.10/

其中，关键字第1列为固相吸附浓度，第2列为流度倍乘系数。

2 调驱效果影响因素

确定表征方法之后，为了研究影响调驱效果的规律，建立1注1采调驱机理模型(图1)，网格规模为10×10×10，网格尺寸为50 m×50 m×3 m，渗透率级差为10，顶部和底部为高渗层，中间为低渗层，地下原油黏度为2.5 mPa·s。利用该模型对储层非均质性和SMG性质等进行敏感性分析。

图1 调驱机理模型

2.1 储层非均质性

采用渗透率级差来表征储层非均质性，该参数是指最大渗透率与最小渗透率的比值，设置6个不同的渗透率级差(1、5、10、20、30、40)进行模拟。结果表明，渗透率级差越大，即储层非均质性越强，水驱和调驱的采收率均越低，但SMG会优先进入高渗层，降低高渗层渗透率，从而改善水驱剖面，即渗透率级差越大，改善效果越明显，相对于水驱，调驱采收率增幅则不断增加(图2)。这说明对于储层非均质性越强的油藏，相对于水驱，调驱提高采收率值越大，效果越好。

图2 渗透率级差对调驱效果影响

2.2 SMG性质

2.2.1 反应速率常数

反应速率常数的大小可以控制SMG运移的远近，设置不同的反应速率常数(0.03、0.06、0.10、0.50、1.00)进行数值模拟研究发现，反应速率常数越小，反应速度越慢，SMG越往深部运移，调驱有效期变长，采收率增幅也随之增加(图3)。

图3 反应速率常数对调驱效果影响

2.2.2 注入SMG浓度

注入SMG浓度是与SMG注入总量相关的参数，是影响调驱最终采收率的重要因素。数值模拟结果表明，SMG浓度对最终采收率的影响较大。随着注入SMG浓度增加，相对于水驱，提高采收率值逐渐增大；但当SMG浓度超过一定值(本次模拟约为2 000 mg/L)后，采收率增幅会变小(图4)。因此，在矿场应用时，由于要考虑经济因素，必须对注入SMG浓度进行优化。

2.2.3 注入段塞尺寸

对于注入段塞尺寸，在相同的注入浓度条件下，随着注入段塞尺寸增加，最终采收率也随之增加，但段塞尺寸超过一定值(本次模拟为0.6 PV)后，曲线逐渐趋于平缓，提高采收率值的增大趋势变缓(图5)。考虑经济因素，在进行调驱方案设计时需优化注入段塞尺寸。

图5 注入段塞尺寸对调驱效果影响

通过以上敏感性分析可知，储层非均质性越强，油水黏度比越大，深部调驱效果越好；同时，SMG性质是保证调驱效果的关键，因此在考虑经济因素和工程因素的前提下，需要针对具体油藏类型进行优化选择。

3 矿场应用

基于调驱效果影响规律的认识，优选南海西部储层非均质性较强的典型井组(W油田A10井组)进行调驱先导试验，该井组渗透率级差为23.8～194.1，地下原油黏度为4.0 mPa·s。2010年投入开发，2018年综合含水已突破80%，注入水沿优势通道突进严重，水驱不均，层内存在剩余油潜力。为控制含水过快上升，2019年12月对该井组(注水井为A10井，主要受效井为A4井)开展了在线调驱先导试验，累计注入浓度为2 000 mg/L的SMG共9 896.6 m3。对于注水井，调驱后启注压力由调驱前的3.9 MPa逐渐增加至12.7 MPa，表明高渗通道封堵效果较好；对于采油井，主要受效井A4井含水下降10%，日产油增加15.00 m3(图6)，截至2020年12月底已累计增油0.51×104m3，预计累计增油1.24×104m3，取得了较好的调驱效果。

图6 W油田A10井组调驱效果

W油田A10井组调驱试验的成功，进一步验证了深部调驱对于非均质性较强油藏具有较好的调驱效果，也证实了该模拟表征方法的可靠性及实用性，为南海西部注水油田深部调驱进一步推广应用提供了技术储备和经验借鉴。

4 结论

(1)基于SMG深部调驱机理，利用ECL数值模拟软件中化学反应和关键字SOLIDMMC近似模拟SMG调驱的三个阶段(生成、运移、封堵)，并将三个阶段耦合得到模拟SMG调驱机理的表征方法。

(2)应用提出的模拟表征方法对各参数进行敏感性分析，结果表明，储层非均质性越强，深部调驱效果越好；SMG性质对调驱效果影响较大，需针对具体油藏进行优化选择。

(3)南海西部W油田A10井组的SMG深部调驱先导试验取得较好效果，证实了该模拟表征方法的可靠性及实用性，为南海西部注水油田深部调驱进一步推广应用提供了技术储备和经验借鉴。