曲晗 （中石油大慶油田分公司第三采油廠第二油礦,黑龍江 大慶 163000）

目前，大慶油田已進(jìn)入開(kāi)發(fā)末期，產(chǎn)量有不同程度的遞減，而新增儲(chǔ)量又增加越來(lái)越緩慢，并且勘探成本和難度也越來(lái)越大，而三次采油新方法是目前為止能夠達(dá)到這一要求的技術(shù)，因此對(duì)整個(gè)石油工業(yè)有著舉足輕重的作用[1]。20世紀(jì)80年代初，大慶油田開(kāi)展了以聚合物驅(qū)為重點(diǎn)的三次采油科技攻關(guān)[2]。聚合物驅(qū)油在宏觀上，主要靠增加驅(qū)替液粘度，降低驅(qū)替液和被驅(qū)替液的流度比，從而擴(kuò)大波及體積；在微觀上，聚合物由于其固有的粘彈性，在流動(dòng)過(guò)程中產(chǎn)生對(duì)油膜或油滴的拉伸作用，增加了攜帶力，提高了微觀洗油效率[3]。

大慶油田二類油層是指河道砂和有效厚度大于1m的非河道砂[4]，其有效滲透率下限為0.1um2[5]。N區(qū)塊聚驅(qū)實(shí)驗(yàn)區(qū)為二類油層，大面積分布中低滲透層。聚合物驅(qū)數(shù)值模擬研究的內(nèi)容主要有：模型的建立、水驅(qū)歷史擬合、聚合物方案優(yōu)選及效果預(yù)測(cè)[6-7]。為提高二類油層聚合物驅(qū)采收率，筆者通過(guò)應(yīng)用油藏?cái)?shù)值模擬法，對(duì)實(shí)驗(yàn)區(qū)建立精細(xì)地質(zhì)模型，用數(shù)值模擬器進(jìn)行水驅(qū)歷史擬合，重復(fù)計(jì)算不同開(kāi)發(fā)方式的開(kāi)發(fā)過(guò)程，研究二類油層聚合物合理的注入?yún)?shù)，如注入速度、注入聚合物的分子量、注入濃度等，優(yōu)選出最佳的礦場(chǎng)注入方案，并進(jìn)行效果預(yù)測(cè)[8]。

1 實(shí)驗(yàn)區(qū)概況

實(shí)驗(yàn)區(qū)位于N區(qū)塊北起二排南至三排，南北跨度445m，東西跨度483m，共有油水井13口其中注入井4口，采出井9口，中心采出井1口，目的層為PⅠ5-7、PⅡ1-3油層。實(shí)驗(yàn)區(qū)采用五點(diǎn)法面積井網(wǎng)，注采井距在145-201m之間，平均砂巖厚度13.3m，有效厚度6.0m，有效滲透率241×10-3μm2。試驗(yàn)區(qū)控制面積0.24km2，孔隙體積39.88×104m3，地質(zhì)儲(chǔ)量18.77×104t。中心井區(qū)平均砂巖厚度12.5m，有效厚度6.2m，有效滲透率310×10-3μm2，含水飽和度為48.2%。中心井區(qū)控制面積0.06km2，孔隙體積8.88×104m3，地質(zhì)儲(chǔ)量4.26×104t。

實(shí)驗(yàn)區(qū)目的層PⅠ5-7、PⅡ1-3油層以三角洲內(nèi)、外前緣相沉積為主，油層發(fā)育類型為正韻律和符合韻律油層。油層縱向上可分為8個(gè)沉積單元。

2 精細(xì)模型的建立

采用Schlumberger公司的Petrel軟件建立N區(qū)塊試驗(yàn)區(qū)地質(zhì)模型。實(shí)驗(yàn)區(qū)塊精細(xì)地質(zhì)模型的建立包括建立三維構(gòu)造模型，沉積相模型，屬性模型。

模型在水平面采用20×20m的網(wǎng)格，確定出X方向劃分65個(gè)網(wǎng)格，Y方向劃分53個(gè)網(wǎng)格，網(wǎng)格基本是矩形均勻角點(diǎn)網(wǎng)格。垂向以對(duì)比出的小層為主，根據(jù)精細(xì)地質(zhì)研究成果將儲(chǔ)層劃分了138個(gè)小層。

在三維構(gòu)造模型基礎(chǔ)上，以精細(xì)地質(zhì)研究成果—沉積相帶圖數(shù)字邊界為約束條件，建立沉積相的三維分布模型[9]。實(shí)驗(yàn)區(qū)塊沉積相主要包括尖滅、河道、主體薄層砂、非主體薄層砂、表外。

圖1 試驗(yàn)區(qū)三維構(gòu)造模型

圖2 試驗(yàn)區(qū)沉積相模型

儲(chǔ)層屬性參數(shù)主要包括孔隙度、含油飽和度、滲透率。利用試驗(yàn)區(qū)測(cè)井資料，采用相控建模技術(shù)，建立試驗(yàn)區(qū)塊屬性模型。如圖3-6。

圖3 目的層滲透率模型

圖4 目的層孔隙度模型

3 水驅(qū)歷史擬合

實(shí)驗(yàn)區(qū)塊油藏為依靠人工注水補(bǔ)充能量開(kāi)發(fā)的砂巖油藏，選用Eclipse2010模擬器，該模擬器是微機(jī)版三維黑油模擬器，與前期地質(zhì)建模系統(tǒng)Petrel之間具有良好的數(shù)據(jù)接口，實(shí)現(xiàn)一體化無(wú)縫連接。

3.1 地質(zhì)儲(chǔ)量擬合

水驅(qū)歷史擬合可調(diào)整的參數(shù)很多，針對(duì)不同的擬合對(duì)象，如：儲(chǔ)量、油氣水產(chǎn)量（含水率、氣油比）、壓力或生產(chǎn)壓差等，調(diào)整的參數(shù)也有所不同[10]。其中，儲(chǔ)量擬合是整個(gè)油氣田歷史擬合的重要一環(huán)，重點(diǎn)是核實(shí)三維地質(zhì)模型、巖石流體物性、油氣水分布特征與地質(zhì)研究成果的一致性。

通過(guò)修改儲(chǔ)層孔隙度、有效厚度等參數(shù)場(chǎng)，以提交的地質(zhì)探明儲(chǔ)量為基準(zhǔn)，對(duì)數(shù)值模擬計(jì)算的儲(chǔ)量進(jìn)行了擬合，擬合地質(zhì)儲(chǔ)量為726.78萬(wàn)噸，實(shí)驗(yàn)區(qū)中部地質(zhì)儲(chǔ)量為718.73萬(wàn)噸，全油藏儲(chǔ)量擬合誤差0.69%，符合行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)，說(shuō)明地質(zhì)模型較為可靠，可以作為歷史擬合和后期動(dòng)態(tài)預(yù)測(cè)的基礎(chǔ)。

3.2 全區(qū)歷史擬合

筆者研究收集整理N區(qū)塊試驗(yàn)區(qū)投產(chǎn)1965年10月至2013年2月油井生產(chǎn)、注水?dāng)?shù)據(jù)，進(jìn)行油藏?cái)?shù)值模擬。依據(jù)“靜態(tài)服從動(dòng)態(tài)”的基本原則，通過(guò)開(kāi)發(fā)指標(biāo)歷史匹配、參數(shù)調(diào)整步驟，不斷修正試驗(yàn)區(qū)油藏儲(chǔ)層屬性（主要是滲透率）和流體分布模型。

在歷史擬合過(guò)程中修改的油層物性參數(shù)主要包括：滲透率、孔隙度、流體飽和度、油層厚度、年度、體積系數(shù)、油、水、巖石或綜合壓縮系數(shù)、相對(duì)滲透率曲線以及單井完井資料如表皮系數(shù)、油層污染程度和井筒存儲(chǔ)系數(shù)等[11-12]。

最終得到現(xiàn)有開(kāi)發(fā)現(xiàn)狀條件下試驗(yàn)區(qū)油藏預(yù)測(cè)模型。從擬合結(jié)果來(lái)看，各單元油藏指標(biāo)擬合度較高，滿足精度要求。如下圖所示：

圖5 試驗(yàn)區(qū)累積產(chǎn)油量擬合曲線

圖6 試驗(yàn)區(qū)含水率擬合曲線

3.3 單井歷史擬合

試驗(yàn)區(qū)模擬油水井83口，其中油井59口，水井33口，油井?dāng)M合51口，單井?dāng)M合平均誤差小于10%，單井?dāng)M合精度符合度在85%以上。其中M井?dāng)M合曲線如下圖。

圖7 M井日產(chǎn)油擬合曲線

圖8 M井含水?dāng)M合曲線

4 聚合物注入方案優(yōu)選

聚合物分子量、濃度、速度、段塞大小等注入?yún)?shù)對(duì)聚合物驅(qū)油效果影響較大，應(yīng)用數(shù)值模擬方法對(duì)上述各參數(shù)進(jìn)行了優(yōu)選，各個(gè)參數(shù)均在清配清稀基礎(chǔ)上進(jìn)行優(yōu)選。

4.1 聚合物分子量的選擇

聚合物分子量的高低直接影響聚合物驅(qū)的開(kāi)采效果，同時(shí)聚合物分子量的選擇還要受到油藏條件的限制，因此，在選擇分子量時(shí)，要綜合考慮聚合物分子量與油層的匹配關(guān)系[13-15]。主要針對(duì)試驗(yàn)區(qū)進(jìn)行數(shù)值模擬，注聚方案為聚合物參數(shù)選擇為濃度1000mg/L，段塞0.6PV，注入速度0.2PV/a時(shí)，研究聚合物分子量為1200-1600萬(wàn)、950-1200萬(wàn)、700-950萬(wàn)、500-700萬(wàn)的驅(qū)油效果。結(jié)果如圖9。

從累產(chǎn)油來(lái)看，聚合物分子量越大，對(duì)應(yīng)累產(chǎn)油越高，當(dāng)分子量為1200-1600萬(wàn)時(shí)累產(chǎn)油達(dá)到3.75萬(wàn)噸；從含水來(lái)看，聚合物分子量越大，最低含水值越低，當(dāng)分子量為1200-1600萬(wàn)時(shí)最低含水值為75.64%；從采收率提高幅度來(lái)看，700-950萬(wàn)比500-700萬(wàn)提高采收率0.76%，而950-1200萬(wàn)和1200-1600萬(wàn)提高的幅度值分別為：0.12%和0.13%，從采收率提高的幅度值來(lái)看700-950萬(wàn)分子量效果最好。綜合考慮以上各因素，認(rèn)為聚合物分子量為700-950萬(wàn)時(shí)效果最佳。

4.2 聚合物注入濃度的選擇

注聚方案：聚合物參數(shù)選擇為分子量700-950萬(wàn)，段塞0.6PV，注入速度0.2PV/a時(shí)，研究聚合物濃度為800mg/L，900mg/L，1000mg/L，1100mg/L，1200mg/L，1300mg/L 的驅(qū)油效果。數(shù)值模擬結(jié)果圖10。

圖9 不同聚合物分子量累產(chǎn)油對(duì)比

圖10 不同聚合物濃度累產(chǎn)油對(duì)比

分析數(shù)值模擬結(jié)果可知：從累產(chǎn)油來(lái)看，聚合物濃度越大，對(duì)應(yīng)累產(chǎn)油越高，當(dāng)濃度為1300 mg/L時(shí)累產(chǎn)油達(dá)到3.78萬(wàn)噸；從含水來(lái)看，聚合物濃度越大，最低含水值越低，當(dāng)濃度為1300 mg/L時(shí)最低含水值為75.69%；從采收率來(lái)看，聚合物濃度越大，提高采收率值越大；從提高采收率幅度來(lái)看，1100 mg/L采收率幅度值為0.52%，為采收率幅度提高最大值。綜合考慮以上各因素，認(rèn)為當(dāng)聚合物濃度為1000mg/L-1200 mg/L時(shí)效果最佳。

4.3 聚合物段塞大小的選擇

注聚方案：聚合物參數(shù)選擇為分子量700-950萬(wàn)，濃度1100mg/L，注入速度0.2PV/a時(shí)，研究聚合物段塞為0.5PV，0.57PV，0.6PV，0.64PV，0.7PV的驅(qū)油效果。模擬結(jié)果圖11。

從含水來(lái)看，聚合物段塞越大，含水下降幅度越大。不同聚合物段塞大小條件下計(jì)算得到的含水率都在相同時(shí)間達(dá)到最低值76.60%，之后含水率分別上升，且段塞越大，上升速度越慢，綜合含水越低，但相差不大。從階段采出程度上來(lái)看，注入的聚合物段塞越大，階段采出程度越高。從階段采出程度增幅來(lái)看，聚合物段塞為0.64PV時(shí)的增幅最大，0.6PV時(shí)的增幅最小。因而，對(duì)于聚合物段塞的優(yōu)選主要從聚合物段塞對(duì)含水率的影響幅度以及對(duì)于階段采出程度的提高幅度兩個(gè)方面考慮，根據(jù)模擬結(jié)果，推薦0.57-0.64PV為最佳聚合物段塞。

4.4 聚合物注入速度的選擇

注聚方案：聚合物參數(shù)選擇為分子量700-950萬(wàn)，濃度1100mg/L，段塞0.64PV時(shí)，研究聚合物段塞為0.1PV/a，0.15PV/a，0.2PV/a，0.25PV/a，0.3PV/a的驅(qū)油效果。模擬結(jié)果圖12。

從0.1PV/-0.2PV/a隨著注入速度的增加，階段采出程度增加，0.2PV/a是階段采出程度最大，當(dāng)注入速度大于0.2PV/a時(shí)，階段采出程度隨著注入速度增加而減小，根據(jù)模擬結(jié)果，推薦0.15-0.2PV/a為最佳聚合物注入速度。

圖11 不同聚合物段塞大小累產(chǎn)油對(duì)比

圖12 不同聚合物注入速度累產(chǎn)油對(duì)比

綜上所述，此次對(duì)N區(qū)塊實(shí)驗(yàn)區(qū)進(jìn)行數(shù)值模擬后，得到的最優(yōu)方案為聚合物分子量700-950萬(wàn)，聚合物注入濃度1100mg/L，注入速度0.2PV/a，注入段塞0.64PV。對(duì)最佳方案進(jìn)行動(dòng)態(tài)預(yù)測(cè)，結(jié)果如下圖13-圖14。

5 結(jié)語(yǔ)

5.1 通過(guò)實(shí)驗(yàn)區(qū)塊精細(xì)地質(zhì)模型的建立，對(duì)實(shí)驗(yàn)區(qū)地下構(gòu)造，儲(chǔ)層物性形成空間概念，為進(jìn)行數(shù)值模擬奠定基礎(chǔ)。建立了N區(qū)塊實(shí)驗(yàn)區(qū)138個(gè)小層的構(gòu)造模型，沉積相模型，通過(guò)相控建模建立相應(yīng)的屬性模型，實(shí)驗(yàn)區(qū)實(shí)際地質(zhì)儲(chǔ)量為718.73萬(wàn)噸，擬合地質(zhì)儲(chǔ)量為726.78萬(wàn)噸，全油藏儲(chǔ)量擬合誤差0.69%。

5.2 截止到2012年9月30日，數(shù)值模擬N區(qū)塊中部試驗(yàn)區(qū)計(jì)算累積產(chǎn)油319.96萬(wàn)噸，與開(kāi)發(fā)數(shù)據(jù)317.13萬(wàn)噸，相對(duì)誤差僅0.75個(gè)百分點(diǎn)，模擬計(jì)算綜合含水率為90.2%，較開(kāi)發(fā)數(shù)據(jù)實(shí)際含水率89.24%，相對(duì)誤差為僅為0.96個(gè)百分點(diǎn)。

5.3 從水驅(qū)歷史擬合結(jié)果來(lái)看，各單元油藏指標(biāo)擬合度較高，滿足精度要求。單井?dāng)M合平均誤差小于10%，單井?dāng)M合精度符合度在85%以上。

5.4 通過(guò)數(shù)值模擬法，對(duì)最佳方案進(jìn)行優(yōu)選，得到清配清稀最優(yōu)方案為：聚合物分子量700-950萬(wàn)，聚合物注入濃度1100mg/L，注入速度0.2PV/a，注入段塞0.64PV。為現(xiàn)場(chǎng)實(shí)驗(yàn)提供理論最佳方案。

圖13 清配清稀最佳方案累產(chǎn)油預(yù)測(cè)曲線

圖14 清配清稀最佳方案含水預(yù)測(cè)曲線

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