稠油油藏弱凝膠調驅增油預測模型研究

劉 東，胡廷惠，潘廣明，李 浩，吳金濤

(中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300459)

0 引 言

目前，稠油油藏提高水驅采收率的主要途徑為化學驅[1-6]、熱力采油[7-17]和微生物采油[18]。作為化學驅的一種，注弱凝膠調驅主要有2個作用[19-20]：一是封堵高滲層擴大波及體積；二是改善驅替流度比。注弱凝膠調驅具有聚合物堵水和調節油層內部流體流度2種功能，成為海上稠油油藏提高原油采收率的有效手段[21-22]。篩選合適的地質油藏條件、優化弱凝膠注采參數是弱凝膠調驅方案研究的主要內容。然而，影響調驅效果的因素眾多，主要包括油藏條件、調驅時機、調驅參數等[23]，這些因素交互影響，傳統的單因素分析方法難以分析因素間的交互作用及對采出程度及其增加幅度造成的影響，且難定量預測和評價不同礦場條件的調驅效果。

通過建立數模井組模型，運用正交實驗法對影響弱凝膠調驅效果參數進行了多因素交互分析，確定了影響采出程度增加幅度的主控因素及其排序，并得到了注弱凝膠采出程度及其增加幅度的多因素預測模型。

1 問題的提出

渤海N稠油油藏為河流相沉積，具有非均質性強、平面地層原油黏度差異大等特點，在注水開發的過程中，優選不同黏度范圍的N20M、N17和N06等3個井組分別進行弱凝膠調驅礦場試驗。3個井組取得了不同的調驅效果，正確分析影響調驅效果的主控因素成為下一步調驅決策的關鍵。

2 主控因素研究

2.1 典型調驅井組數模機理模型的建立

選用CMG軟件的STARS模擬器，數模模型中I方向和J方向的網格步長均為25 m，K方向步長為3 m。I方向和J方向劃分網格數為21，K方向劃分網格數為14，其中模擬2套隔層，模擬網格共計21×21×14=6174個。縱向上由3套油層組成：自上而下第1～4層模擬上部油層，第5層模擬隔層，第6～9層模擬中間油層，第10層模擬隔層，第11～14層模擬下部油層。5口定向井位于邊部中心處，3套油層全部射孔(圖1)。

在正交數值實驗中，油井采用三級控制條件模擬：第一控制條件為定液生產，第二控制條件為定壓差生產，第三控制條件為定井底流壓生產。實驗共進行50組，第1組25個方案為對照組，投產初期全部注水開發；第2組25個方案為實驗組，根據正交實驗設計投產初期以注水方式開發，中間以弱凝膠調驅方式開發，弱凝膠注入設計孔隙倍數后以注水方式開發。

2.2 正交數值實驗設計

正交數值實驗以典型的具有代表性的有限方案，來反映大量方案中所包含的內在的本質規律和矛盾主次[24-25]。以渤海N稠油油藏的典型地質油藏參數和注入參數為基礎，結合國內外注采參數研究狀況以及現場實際經驗[26]，選擇地層原油黏度、調驅時含水率、弱凝膠注入孔隙倍數、注入流體黏度、地層滲透率、滲透率極差等6個參數的5個水平值進行研究(表1)。

圖1 調驅井組數模模型示意圖

2.3 主控因素顯著性分析

利用方差分析法對表1的正交數值實驗結果進行研究(表2)。由表2可知，地層原油黏度、地層滲透率、注入流體黏度、弱凝膠注入孔隙倍數對采出程度增量的影響較為顯著。

3 采出程度及其增量預測模型研究

以上述井組機理模型為基礎，基礎方案如下：地層原油黏度為50 mPa·s，含水率達到75%時注弱凝膠調驅，弱凝膠注入孔隙倍數為0.3，注入流體黏度為45 mPa·s，滲透率極差為3，地層滲透率為3 000×10-3μm2，研究地層滲透率(500×10-3～4 000×10-3μm2)、地層原油黏度(1～800 mPa·s)、注入流體黏度(1～60 mPa·s)、弱凝膠注入孔隙體積倍數(0.000 1～0.600 0)等4個主控因素的影響規律。

表1 正交數值實驗方案及模擬計算結果

表2 方差分析

3.1 一元非線性擬合

分別以弱凝膠調驅采出程度、在水驅基礎上弱凝膠采出程度增加值為目標函數，回歸4個顯著性參數對目標函數的關系式(表3)，繪制的擬合曲線如圖2所示。

表3 一元非線性回歸結果

圖2 4個顯著因素對弱凝膠調驅采出程度以及采出程度增加幅度的影響

(1) 地層滲透率。由圖2a可知，注弱凝膠采出程度、注水開發采出程度、弱凝膠采出程度增加幅度與地層滲透率的對數均呈線性遞增關系，滲透率越高，其值越大。

(2) 地層原油黏度。由圖2b可知，水驅采出程度與地層原油黏度呈指數遞減關系，地層原油黏度越大，水驅油流度比越大，采出程度越低。弱凝膠采出程度與地層原油黏度呈二項式關系，地層原油黏度越大，采出程度越低。隨著地層原油黏度的增大，弱凝膠提高水驅采出程度的幅度逐漸降低。當地層原油黏度為600 mPa·s時，弱凝膠調驅和水驅的采出程度基本一致，表明弱凝膠調驅難以取得滿意效果。

(3) 弱凝膠注入孔隙倍數。由圖2c可知，水驅采出程度為基礎模型的采出程度，在弱凝膠注入孔隙倍數為0.000 1～0.600 0時，弱凝膠采出程度與弱凝膠注入孔隙倍數呈現二項式關系，說明注入弱凝膠越多，提高采出程度的幅度也越大。在礦場實際生產中，根據調驅目的決定具體用量，以驅油為主的調驅試驗，單井注入平均孔隙倍數為0.005 0，作為一種長期驅替方式，國外油田平均單井注入量為孔隙體積的0.116 0倍[7]。

(4) 注入流體黏度。由圖2d可知，隨著弱凝膠注入黏度的增加，弱凝膠采出程度、采出程度的增加幅度均增加。稠油油藏水驅油流度比大于1，隨著流度比的增加，注入流體突破時波及面積減少；弱凝膠調驅不僅可以降低驅油過程中的流度比，還可以降低水相相對滲透率，封堵大孔道，從而提高波及效率。

3.2 多元非線性擬合

通過多元非線性回歸[27]，可以分析得到弱凝膠調驅采出程度及其增加幅度關于顯著性影響參數的多項式表達式，進而從這4個參數的任意值計算出相應的弱凝膠調驅采出程度及其增加幅度。

(1) 弱凝膠調驅采出程度。以表3為基礎，根據多元非線性回歸思路，整理可得弱凝膠調驅采出程度為：

(1)

式中：EORgel為注弱凝膠采出程度，%；μo為地層原油黏度，mPa·s；PV為弱凝膠注入孔隙體積倍數；K為地層滲透率，10-3μm2；μgel為注入流體黏度，mPa·s。

(2) 弱凝膠調驅采出程度增加幅度。以表3為基礎，根據多元非線性回歸思路，整理可得弱凝膠調驅采出程度增加幅度為：

(2)

式中：EORgel-water為弱凝膠在水驅基礎上的采出程度增加幅度，%。

式(1)和式(2)是基于模型運算結果回歸得到，因此具有最佳適用范圍：1 mPa·s≤μo≤600 mPa·s；0.000 1≤PV≤0.600 0；500×10-3μm2≤K≤4 000×10-3μm2；1 mPa·s≤μgel≤60 mPa·s。用式(1)和式(2)回歸模型計算值和數值模擬計算值進行對比(圖3)，可見二者的計算結果基本一致，可以用于現場預測。

4 礦場應用

渤海N稠油油藏，在注水開發的過程中優選南區不同黏度范圍的3個井組分別進行了弱凝膠“調驅”的礦場試驗，3個井組的基本參數及通過式(2)計算結果見表4。其中，N17井組受益井數較多(7口)，從2008年6月起至2017年10月注入弱凝膠調驅，累計注入弱凝膠總量為0.057倍孔隙體積，整個調驅過程降水增油效果明顯，凈增油4.6×104m3，調驅采出程度增加2.46個百分點。

由表4可知，南區3個井組的預測值與礦場實踐的實際值差別在10%以內，說明預測方法可靠。

圖3 回歸關系式預測值與數值模擬實際值對比表4 渤海N稠油油田實際井組的采出程度增加與預測值對比

井組地層原油黏度/(mPa·s)注入孔隙倍數注入流體黏度/(mPa·s)地層滲透率/(10-3μm2)采出程度實際增加值/%采出程度預測增加值/%誤差/%N20M4000.05783 3261 2.462.63+7.0N174100.0496539001.581.45-8.2N065000.06366 35001.461.35-7.5

5 結 論

(1) 基于正交實驗，分析了各因素間的交互作用對水驅稠油油藏注弱凝膠調驅采出程度增加幅度的影響。極差分析法表明，對弱凝膠調驅采出程度增加幅度有顯著影響的4個因素及排序為地層滲透率、地層原油黏度、弱凝膠注入孔隙倍數、注入流體黏度。

(2) 地層滲透率越高，注入孔隙倍數越大，注入流體黏度越高，調驅效果越好；地層原油黏度越大，調驅效果越差。

(3) 應用科學統計軟件，回歸得到了弱凝膠調驅采出程度及其增量的多因素預測模型，對渤海N稠油油藏的3個井組弱凝膠調驅礦場試驗進行了實例計算。結果表明，預測誤差在10%以內，吻合度較高，可用于指導稠油油藏弱凝膠調驅方案的設計和決策。