渤海多層油藏聚合物驅注入能力研究

孫亮 姜漢橋 陸祥安

1.中國石油勘探開發研究院；2.中國石油大學（北京）石油工程學院

渤海多層油藏聚合物驅注入能力研究

孫亮1姜漢橋2陸祥安2

1.中國石油勘探開發研究院；2.中國石油大學（北京）石油工程學院

為了更有針對性地評價渤海多層油藏聚合物驅的注入能力，考慮聚合物非活塞驅替過程中流體飽和度的分布特征以及開發井網條件下多油層縱向非均質性的影響，對已有的聚合物驅注入能力數學模型進行了改進。首先，基于聚合物驅分相流理論，求解驅替過程中各流動區域前緣飽和度及相關參數大小，建立了聚合物驅替含水飽和度分布模型；其次，應用等值滲流阻力法，推導出注采井間滲流壓差的計算表達式；最后，考慮開發井網條件下多油層縱向非均質性的影響，對分層流量及注入能力進行表征，建立起多油層聚合物驅擬三維兩相三組分注入能力解析解數學模型。模型求解結果與實驗數據吻合程度較好，驗證了該計算方法的合理性。本文建立的數學模型可用于預測及評價多層聚合物驅油藏在不同開發階段合層及分層的注入能力，為渤海油田聚合物驅注入體系的有效評價提供了一種新方法。

渤海多層油藏；聚合物驅分相流；等值滲流阻力法；注入能力評價；數學模型

聚合物驅提高采收率技術在渤海油田的應用已經取得初步成功，相關評價技術也逐漸發展起來。渤海油田具有油稠、油層厚、多層合采、大井距驅替等特點，增加了聚合物驅現場應用的難度。在實施聚合物驅油之前需要進行聚合物溶液的可注入性試驗，以保證注入參數設計的準確性，因此對聚合物驅注入能力進行合理有效的評價是保證聚合物驅成功實施的一項關鍵工作。

國外學者L. W. Lake（1989）將注入井的注入能力定義為注入速度與滲流壓差之比，把聚合物和水處理為單一水相，推導出圓形地層內一口注入井在平面徑向穩定滲流條件下注入聚合物溶液后壓降的計算式，進而得到注入能力解析解表達式［1］。劉明明等（2014）在此基礎上，分別建立考慮牛頓型、冪律型和黏彈性聚合物溶液的二維單相注入能力解析解數學模型，并研究了這3種流變性對聚合物溶液注入能力的影響［2］。前人所建立的數學模型主要是基于非牛頓流體滲流理論和應用數學方法，與常規的動態分析［3-5］、室內實驗［6-9］、礦場試驗［10-12］和數值模擬［13-15］等方法相比，減少了數據處理工作量和模擬計算時間，而且解析解方法能有效揭示聚合物驅替過程中的滲流機理。但以上數學模型也存在一些局限性，如未考慮聚合物非活塞驅替時注采井間流體飽和度的分布動態，也不能求解多層油藏分層注入能力的變化特征。鑒于此，筆者對以上方法進行了一定的改進處理，應用聚合物驅分相流理論和等值滲流阻力法，在求解聚合物驅過程中各驅替前緣飽和度分布狀態的基礎上，進一步推導出注采井間滲流壓差的計算表達式，并對分層流量和注入能力進行表征，建立起渤海多層油藏聚合物驅擬三維兩相三組分注入能力解析解數學模型。

1 數學模型建立與求解

Establishment and solution of mathematical model

1.1 基本假設條件

Basic assumption

考慮在面積井網條件下對多層油藏進行開發，注采單元的中心有1口注入井，以恒定注入量q（t）先后注入水溶液和聚合物溶液，模型示意圖如圖1所示。基本假設條件如下：①滲流介質均質，各向同性，不可壓縮；②非活塞式驅替，注入速度恒定；③不考慮重力、毛管力影響，不考慮擴散作用；④注入聚合物溶液為非牛頓冪律流體，本構方程遵循冪律模式；⑤流體分為聚合物溶液和油兩相，聚合物只溶于水，不溶于油；⑥聚合物溶液不改變油相的相對滲透率，只降低水相的相對滲透率；⑦考慮不可及孔隙體積的影響；⑧流動符合廣義達西定律；⑨不考慮層間竄流。

圖1 聚合物驅注入能力模型示意圖Fig. 1 Schematic model of the injection capacity of polymer flooding

1.2 模型建立過程

Model establishment process

1.2.1 聚合物驅流體飽和度分布確定 在聚合物驅滲流理論的研究中，流體飽和度的分布是首要研究的。聚合物非活塞驅替時存在兩相共滲區，其滲流阻力與流體飽和度分布有關，且分布狀態隨時間而變化。只有清楚了解流體飽和度在各驅替階段的變化特征后，才能計算壓力及其他相關參數的大小，進而分析注入能力的變化規律。

根據渤海油田聚合物驅現場應用情況，將聚合物溶液注入高黏油地層會導致注入壓力升高較快。為避免注入井井底壓力超過地層破裂壓力，在注聚前一般需要注水開發一段時間，以提高聚合物溶液的可注入性。在聚合物溶液驅替原油和滯留水過程中，滯留水被聚合物溶液互溶驅替，由于黏度差異，在流體界面處會形成飽和度的不連續，在聚合物溶液前緣的前方，會出現含油飽和度隨時間變化而增加的現象，形成原油富集區，稱為油墻或集油帶［16-18］。因此在水驅見水后進行聚合物驅的開發過程中，注采井間會出現3個流動區域：聚合物溶液區、集油帶、水油流動區。根據聚合物驅分相流中的驅替前緣動態理論可確定各個流動區域的前緣飽和度、前緣移動速度、前緣位置及其他相關參數大小，從而得到注采井間流體飽和度的整體分布狀況。

（1）聚合物溶液區前緣含水飽和度求解。根據假設條件，聚合物溶液僅在水相中傳輸，作為一相處理，則在恒速驅替條件下，聚合物組分和水組分的連續性方程分別為

式（1）可進一步整理為

其中

聯立式（2）和式（3）可得

應用特征線法求解式（5），得到

其中

假設聚合物溶液前緣含水飽和度為，則根據式（6）可以得到聚合物溶液前緣移動速度為

由水組分連續性方程式（2）可得

則根據式（9），聚合物溶液前緣移動速度還可表示為

聯立式（8）和式（10），得到求解聚合物溶液前緣含水飽和度的表達式為

式（11）是聚合物溶液前緣含水飽和度的隱函數表達式，與油水兩相流前緣含水飽和度求解方法類似，也可通過圖解法求解（見圖2）。具體求解方法為：在含水率與含水飽和度關系曲線上通過點（–Dp+φe，0）向聚合物 -油分相流曲線做切線，切點對應的含水飽和度即為聚合物溶液前緣含水飽和度。

（2）集油帶前緣含水飽和度求解。當注入速度恒定時，假設聚合物溶液前緣在時間間隔Δt內從x（ft）移動到x（ft+Δt），則根據物質守恒原理，Δt時間間隔內含水變化量為

進一步整理得

當Δt趨向于0時，可得聚合物溶液前緣移動速度為

聯立式（8）和式（14），得到求解集油帶前緣含水飽和度的表達式為

式（15）是集油帶前緣含水飽和度的隱函數表達式，也可通過圖解法求解（見圖2）。具體求解方法為：在含水率與含水飽和度關系曲線上通過點（–Dp+φe，0）向聚合物 -油分相流曲線做切線，該切線與水-油分相流曲線的交點所對應的含水飽和度即為集油帶前緣含水飽和度。

圖2 水驅和聚合物驅分相流曲線Fig. 2 Fractional flow curves of water flooding and polymer flooding

（3）驅替前緣突破時間求解。定義無因次距離xD和無因次時間tD分別為

根據聚合物前緣推進方程，聚合物溶液前緣位置xD1和集油帶前緣位置xD2分別為

令xD=1，可以得到聚合物溶液前緣和集油帶前緣的突破時間分別為

由此可確定聚合物驅過程中地層內流體飽和度的整體分布狀況（見圖3）。

圖3 聚合物驅流體飽和度分布示意圖Fig. 3 Schematic fluid saturation distribution of polymer flooding

1.2.2 注采井間滲流壓差計算 應用等值滲流阻力法，結合油藏工程中面積井網開發指標計算方法，確定水驅后進行聚合物驅的整個開發過程中注采井間的滲流壓差。

（1）水驅階段注采井間滲流壓差確定。水驅階段見水前，注采井間出現4個滲流阻力區，分別是：注入井井底到純水區前緣、油水混合帶、油水混合帶前緣到排油坑道、排油坑道到生產井井底。各個區域的滲流壓差分別用 Δpw1、Δpw2、Δpw3、Δpw4表示，則有

聯立式（22）～式（25）可得水驅見水前注采井間總滲流壓差Δpw的表達式

水驅階段見水后，注采井間出現2個滲流阻力區，分別是：注入井井底到排油坑道、排油坑道到生產井井底。雖然2個滲流阻力區都為水、油兩相區，但仍可假設滲流阻力主要來源于井底附近，此時壓降主要消耗在注水井和生產井的井底附近［19］。各個區域的滲流壓差分別用Δp'w1、Δp'w2表示，則有

聯立式（27）和式（28）可得水驅見水后注采井間總滲流壓差Δp'w的表達式

（2）聚驅階段注采井間滲流壓差確定。水驅見水后進行聚合物驅，在見聚前，注采井間出現4個滲流阻力區，分別是：注入井井底到聚合物溶液前緣、集油帶、集油帶前緣到排油坑道、排油坑道到生產井井底。根據假設條件，聚合物溶液作徑向穩定滲流時遵循廣義達西定律，其運動方程為

聚合物溶液視黏度與剪切速率關系為

多孔介質中冪律流體剪切速率與滲流速度存在如下關系

將式（31）和式（32）代入式（30）得到

其中

對式（33）移項積分，可得注入井井底到聚合物溶液前緣的滲流壓差Δpp1為

集油帶為聚合物溶液、油兩相流動區。為了便于求解，此區域內聚合物溶液黏度取值作近似處理，參考文獻［17］結論，聚合物溶液黏度取黏度-濃度曲線上斜率較大點對應的黏度。

通過該區域任一截面的總流量為

移項得到

將聚合物驅前緣移動方程對含水飽和度Sw求導得到

將式（38）代入式（37），并對式（37）兩邊作積分得到集油帶滲流壓差Δpp2為集油帶前緣到排油坑道為水、油兩相流動區，其滲流壓差Δpp3為

排油坑道到生產井井底為水、油兩相流動區，其滲流壓差Δpp4為

聯立式（35）、式（39）～式（41）可得聚驅見聚前注采井間總滲流壓差Δpp的表達式為

聚驅階段見聚后，注采井間出現2個滲流阻力區，分別是注入井井底到排油坑道和排油坑道到生產井井底。這里仍然假設壓降主要消耗在井底附近。注入井井底到排油坑道的滲流壓差Δp'p1為

排油坑道到生產井井底的滲流壓差Δp'p2為

聯立式（43）和式（44）可得聚驅見聚后注采井間總滲流壓差Δp'p的表達式為

1.2.3 多層油藏分層流量表征 在恒速驅替過程中，各層滲流壓差相等。在總流量一定的條件下，由于多油層縱向非均質性的影響，各小層的流量會因為滲流阻力的不同而進行差異分配。為了得到各層流量的分配情況，需要計算各層滲流阻力的比值，在這里不妨假設各層流量相等，可得各層滲流壓差之比，根據等值滲流阻力設計原則，各層滲流阻力之比正好為各層滲流壓差之比，即

則各層流量分配情況可由下式確定

1.2.4 多層油藏聚驅注入能力確定 L. W. Lake在文獻［1］中將注入井的注入能力定義為：在注入壓力小于地層巖石破裂壓力的條件下，溶液的注入速度與滲流壓差之比，可表示為

在恒速驅替條件下，將式（26）、式（29）、式（42）、式（45）和式（47）分別代入式（48）可以確定多層油藏在各個開發階段合層與分層的注入能力。水驅階段見水前合層與分層注入能力的計算表達式分別為式（49）、式（50），水驅階段見水后合層與分層注入能力的計算表達式分別為式（51）、式（52），聚驅階段見聚前合層與分層注入能力的計算表達式分別為式（53）、式（54），聚驅見聚后合層與分層注入能力的計算表達式分別為式（55）、式（56）。

1.3 模型驗證

Model veri fi cation

通過Matlab程序語言對改進的數學模型進行編程求解，并與室內實驗結果進行對比，以驗證數學模型求解的合理性。實驗過程是水驅至含水60%后轉聚合物驅，考察注入能力變化情況。數學模型和室內實驗的基本參數保持一致。基本參數如下：實驗巖心為膠結巖心，長度為30 cm，直徑為2.5 cm，滲透率為2 000 mD，孔隙度為0.3，巖心的孔隙結構參考渤海A油田實際儲層孔隙結構及泥質含量，相滲資料取巖心測試數據；實驗用油為渤海A油田原油，其黏度參考值為70 mPa·s左右；實驗用水為渤海A油田地層水，水型為碳酸氫鈉型，礦化度為5 855 mg/L，平均pH值為8；實驗用聚合物為疏水締合聚合物 AP-P4，其濃度為 1 750 mg/L，黏度為 8 mPa·s，冪律指數取0.336，不可及孔隙體積取0.18；實驗溫度為渤海A油田儲層溫度（參考值65 ℃）；驅替速度恒定為1.0 cm3/min（注水和注聚），累計注水量為0.63 PV，累計注聚量為1 PV。

圖4是室內實驗與數學模型計算的水驅后轉聚合物驅的注入能力隨累計注入孔隙體積倍數變化的對比曲線，可以看出計算曲線與實測曲線變化趨勢基本一致，兩者吻合程度較高。因此改進的數學模型可以較為可靠地預測及評價渤海聚驅油藏不同開發階段的注入能力。

圖4 室內實驗和數學模型計算的注入能力隨累計注入孔隙體積倍數變化對比Fig. 4 Comparison between the measured change of injection capacity with cumulative injection porevolume in the laboratory experiment and the calculation result of mathematical model

2 數學模型應用

Application of the mathematical model

2.1 渤海多層油藏聚驅注入能力評價

Evaluation on the injection capacity of polymer flooding in Bohai multi-layer oil reservoir

將數學模型應用于渤海A油藏某注聚試驗井組的注入能力評價。由于實際井組小層數過多，且某些層完整程度較低，為了代表試驗井組的可靠信息，同時減少研究干擾因素，選取其中有代表性的2個主力小層進行研究。模型地質參數：孔隙度為0.29，第1層厚度為20 m、滲透率為3 800 mD，第2層厚度為18 m、滲透率為1 900 mD；流體物性參數：地層原油黏度為 70 mPa·s，地層水黏度為 0.49 mPa·s，相滲及PVT資料選取渤海A油田室內實驗數據；注聚參數：注入聚合物溶液濃度為1 750 mg/L，黏度為8 mPa·s，冪律指數為0.336，不可及孔隙體積為0.18；生產參數：井底半徑為0.1 m，井網形式為五點法，井距365 m，注入速度為0.03 PV/a，分水驅、聚驅、后續水驅3個開發階段，其中水驅階段累計注水量為0.08 PV，聚驅階段累計注聚量為0.18 PV，后續水驅階段累計注水量為0.16 PV。

圖5是數學模型計算的各開發階段注采井間滲流壓差和注入能力隨累計注入孔隙體積倍數的變化曲線。可以看出，水驅階段，注入水黏度較低，在地層中驅替原油時滲流阻力較小，注采壓差是逐漸降低的，相應的注入能力是隨注入PV數增加而逐漸升高的；聚驅見聚前，注入聚合物溶液使地層內驅替液黏度增加，降低了驅替液的流度，增加了滲流阻力，導致注入初期滲流壓差上升較快，相應注入能力下降較快，降幅達76%。隨著聚合物溶液的注入，近井地帶的聚合物吸附逐漸達到平衡，滲流阻力趨于穩定，滲流壓差緩慢上升至穩定狀態，聚合物溶液驅替前緣突破后，注采壓差逐漸降低，注入能力逐漸上升，增幅達17%；后續水驅階段，注入水進一步降低了驅替液的黏度，注采壓差迅速降低，相應注入能力迅速升高直至趨于穩定。

圖5 注采井間注采壓差和合層注入能力隨累計注入孔隙體積倍數變化曲線Fig. 5 Relationships of injection-production pressure difference between injectors and producers and commingled injection capacity vs. cumulative injection porevolume

圖6是數學模型計算的各開發階段各層分配的流量隨累計注入孔隙體積倍數的變化曲線。可以看出，高滲層在各個階段的流量都要明顯高于低滲層。水驅階段，注入水在高滲層的注入速度逐漸增加，在低滲層的注入速度逐漸減小；聚驅階段，注入的聚合物溶液優先進入到高滲層，在高滲層較快地形成滲流阻力，相對減緩了驅替流體的推進速度，導致聚合物的注入速度逐漸降低，這種作用迫使再注入的聚合物溶液逐漸進入低滲層，低滲層的注入速度逐漸升高；后續水驅階段，高滲層的注入速度逐漸升高至趨于穩定，低滲層的注入速度逐漸下降致趨于穩定。

圖6 分層流量隨累計注入孔隙體積倍數變化曲線Fig. 6 Relationship of layered flow rate vs. cumulative injection porevolume

圖7是數學模型計算的各開發階段各層注入能力隨累計注入孔隙體積倍數的變化曲線。可以看出，各層注入能力與合層注入能力變化規律基本一致。高滲層在聚驅階段見聚前注入能力降幅80%，見聚后升幅13%；低滲層在聚驅階段見聚前注入能力降幅55%，見聚后增幅28%。

圖7 分層注入能力隨累計注入孔隙體積倍數變化曲線Fig. 7 Relationship of layered injection capacity vs. cumulative injection porevolume

2.2 注聚參數敏感性分析

Sensitivity analysis on polymer flooding parameter

分析注聚參數對注入能力的影響主要針對注聚時機、注入速度、注聚用量和注聚濃度這4個主控因素進行。

在相同條件下，選取注聚速度為200 m3/d，聚合物濃度為1 750 mg/L，考察不同注聚時機對注入能力的影響，結果如圖8所示。注聚時機分別為含水60%、75%、90%時，對應聚驅階段見聚前注入能力降幅依次為62%、67%、80%，見聚后注入能力增幅依次為53%、51%、50%。可見注聚時機越早，見聚前注入能力降幅越小，見聚后注入能力增幅越大。

圖8 不同注聚時機下注入能力隨累計注入孔隙體積倍數變化曲線Fig. 8 Relationship of injection capacity vs. cumulative injection porevolume at different polymer injection time

在相同條件下，選取注入聚合物濃度為1 750 mg/L，聚合物用量為0.3 PV，考察不同注入速度對注入能力的影響，結果如圖9所示。注聚速度分別為200 m3/d、300 m3/d、400 m3/d時，對應注聚階段見聚前注入能力降幅依次為58%、55%、52%，見聚后注入能力增幅依次為47%、43%、41%。可見注聚速度越大，見聚前注入能力降幅越小，見聚后注入能力增幅越小。

在相同條件下，選取注聚速度為200 m3/d，聚合物濃度為1 750 mg/L，考察不同注聚用量對注入能力的影響，結果如圖10所示。注聚用量分別為0.3、0.65、1 PV時，對應聚驅階段見聚前注入能力降幅相同，見聚后注入能力增幅依次為5%、25%、51%。可見注聚用量越大，見聚后注入能力增幅越大。

圖9 不同注聚速度下注入能力隨累計注入孔隙體積倍數變化曲線Fig. 9 Relationship of injection capacity vs. cumulative injection porevolume at different polymer injection rates

圖10 不同注聚用量下注入能力隨累計注入孔隙體積倍數變化曲線Fig. 10 Relationship of injection capacity vs. cumulative injection porevolume at different polymer injection volumes

在相同條件下，選取注入速度為200 m3/d，聚合物用量0.3 PV，考察不同注聚濃度對注入能力的影響，結果見圖11。注聚濃度分別為1 500 mg/L、1 750 mg/L、2 000 mg/L時，對應注聚階段見聚前注入能力降幅依次為64%、67%、71%，見聚后注入能力增幅依次為96%、46%、2%。可見注聚濃度越大，見聚前注入能力降幅越大，見聚后注入能力增幅越小。

圖11 不同注聚濃度下注入能力隨累計注入孔隙體積倍數變化曲線Fig. 11 Relationship of injection capacity vs. cumulative injection porevolume at different polymer injection concentrations

3 結論

Conclusions

（1）渤海A油藏聚驅注入能力評價結果表明，見聚前其合層總的注入能力明顯降低，見聚后注入能力平穩上升。各層注入能力變化規律與合層基本一致，受層間非均質性影響，各層流量分配及注入能力變化的量化指標會有所差異，聚合物在高滲層的注入性能要優于低滲層。

（2）不同注聚參數在聚驅階段見聚前后對注入能力的影響不同。注聚時機越早、注入速度越大、注聚濃度越低，見聚前聚合物注入能力降幅越小，可注入性越好；注聚時機越早、注入速度越小、注聚用量越大、注聚濃度越低，見聚后聚合物注入能力增幅越大，可注入性越好。因此合理優化注聚參數時還應考慮見聚時刻這一重要分析節點。

（3）建立的數學模型主要是從解析解推導的合理性和實用性這一角度出發，由于渤海油田聚驅所用締合抗鹽性聚合物的流變性實驗測量數據有限，同時考慮解析解模型可以更方便直接地應用于實際生產的動態預測中，在求解集油帶滲流壓差表達式時對聚合物溶液黏度作了一定近似處理，模型驗證部分表明計算誤差在允許范圍內。若要綜合考慮聚合物溶液的黏彈效應、物化作用等因素，應該更多地從數值解的角度進行研究。

（4）改進的解析解數學模型相對于動態分析和數值模擬等常規分析手段，在基礎數據前處理和模擬計算時間方面有一定的優勢，可以更為實用地評價及預測注入井實際注聚過程中合層及分層的注入能力，以指導渤海油田聚驅注入體系的參數設計及跟蹤調整。

符號說明：

A為橫截面積，m2；Cp為聚合物組分在水相中的濃度，mg/cm3；Crp為聚合物組分在巖石固相上的吸附濃度，mg/cm3；Dp為阻滯系數，無因次；fp為聚合物-油分相流曲線中含水飽和度對應含水率；h為油層有效厚度，m；hi為第i層的有效厚度，m；I為注入井的注入能力，m3/（s·MPa）；Ip為聚驅見聚前合層注入能力，m3/（s·MPa）；I'p為聚驅見聚后合層注入能力，Ipi為聚驅見聚前第i層注入 能 力，m3（/s·MPa）；I'pi為 聚 驅 見 聚 后 第i層 注入能力，m3（/s·MPa）；Iw為水驅見水前合層注入能力，m3/（s·MPa）；I'w為水驅見水后合層注入能力，m3/（s·MPa）；Iwi為水驅見水前第i層注入能力，m3/（s·MPa）；I'wi為水驅見水后第i層注入能力，m3/（s·MPa）；K為稠度系數，mPa·sn；k為油層絕對滲透率，mD；kp為聚合物溶液相相對滲透率，mD；kro為油相相對滲透率，mD；krw為水相相對滲透率，mD；m為注采井網單元中生產井數與注入井數之比；Mi為第i層的滲流阻力，MPa（/m3/s）；n為冪律指數，無因次量；Q（t）為恒速驅替條件下累計注入量，m3；q為總滲流速度，m3/s；qi為第i層的流量，m3；qo為聚油兩相區任一截面油相的流量，m3/s；qp為聚油兩相區任一截面聚合物溶液相的流量，m3/s；q（t）為注入速度，m3/s；Rk為滲透率下降系數，即注聚前后地層滲透率之比，無因次量；rd為注采井間距離，m；rp1為注入井井底到聚合物溶液前緣距離，m；rp2為注入井井底到集油帶前緣距離，m；rw為井底半徑，m；rw1為注入井井底到純水區前緣距離，m；rw2為注入井井底到油水混合帶前緣距離，m；Sw為含水飽和度；Swc為束縛水飽和度；Swe為生產井出口端含水飽和度；Swf為油水混合帶前緣含水飽和度；Swm為注入井底附近最大含水飽和度；Vp為孔隙體積，m3；v為總滲流速度，m/s；γ為剪切速率，s-1；μp為聚合物溶液視黏度，mPa·s；μpm為聚合物黏度-濃度曲線上斜率較大點對應的黏度；μo為油相黏度，mPa·s；μw為水相黏度，mPa·s；vp為聚合物溶液滲流速度，m/s；ρs為巖石的密度，g/cm3；φ為孔隙度，無因次；φe為不可及孔隙體積，無因次；Δp為注入井井底流壓與某一參考壓力之間的壓差，MPa；Δpi為第i層的滲流壓差，MPa。

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（修改稿收到日期 2017-08-28）

〔編輯 朱 偉〕

Study on the injection capacity of polymer flooding in Bohai multi-layer oil reservoir

SUN Liang1, JIANG Hanqiao2, LU Xiang’an2

1. PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development,Beijing100083,China;
2. College of Petroleum Engineering,China University of Petroleum(Beijing),Beijing102249,China

To evaluate the injection capacity of polymer flooding in Bohai multi-layer oil reservoir specifically, the existing mathematical model for the injection capacity of polymer flooding was modified. In this modified model, the distribution characteristics of fluid saturation in the process of non-piston like poly displacement and the effects of vertical heterogeneity of multiple oil layers in the development well pattern are taken into account. Firstly, the frontal saturation of each flow zone and its related parameters in the process of displacement are calculated according to the fractional flow theory of polymer flooding, and the water saturation distribution model for polymer flooding was established. Secondly, the expression used to calculate the seepage pressure difference between injectors and producers was derived. And finally, considering the effects of vertical heterogeneity of multiple oil layers in the development well pattern, the layered flow rate and the injection capacity were characterized, and the pseudo-three dimensional, two-phase, three-composition analytic solution mathematic model for the injection capacity of polymer flooding in multiple oil layers was developed. The calculation results are in accordance with the experimental data, indicating the rationality of this calculation method. The mathematic model established in this paper can be used to predict and evaluation the commingled and layered injection capacity of multi-layer polymer flooded oil reservoirs in different development stages and it provides a new method for evaluating effectively the injection system of polymer flooding in Bohai Oil field.

Bohai multi-layer oil reservoir; polymer flooding; fractional flow; equivalent percolation resistance method; injection capacity evaluation; mathematical model

∶

孫亮，姜漢橋，陸祥安. 渤海多層油藏聚合物驅注入能力研究［J］.石油鉆采工藝，2017，39（5）：623-632.

TE349

A

1000 – 7393（ 2017 ）05 – 0623 – 10 DOI∶10.13639/j.odpt.2017.05.017

國家科技重大專項“大型油氣田及煤層氣開發”子課題（編號：2011ZX05024-004）。

孫亮（1987-），2013年畢業于中國石油大學（北京）油氣田開發工程專業，現為中國石油勘探開發研究院在讀博士研究生，從事油氣田開發方案編制及提高采收率相關研究工作。通訊地址：（100083）北京市海淀區學院路20號中國石油勘探開發研究院數據中心807室。E-mail：star328@126.com

: SUN Liang, JIANG Hanqiao, LU Xiang’an. Study on the injection capacity of polymer flooding in Bohai multi-layer oil reservoir［J］. Oil Drilling & Production Technology, 2017, 39(5)∶ 623-632.