渤海多层油藏聚合物驱注入能力研究

孙亮 姜汉桥 陆祥安

1.中国石油勘探开发研究院；2.中国石油大学（北京）石油工程学院

渤海多层油藏聚合物驱注入能力研究

孙亮1姜汉桥2陆祥安2

1.中国石油勘探开发研究院；2.中国石油大学（北京）石油工程学院

为了更有针对性地评价渤海多层油藏聚合物驱的注入能力，考虑聚合物非活塞驱替过程中流体饱和度的分布特征以及开发井网条件下多油层纵向非均质性的影响，对已有的聚合物驱注入能力数学模型进行了改进。首先，基于聚合物驱分相流理论，求解驱替过程中各流动区域前缘饱和度及相关参数大小，建立了聚合物驱替含水饱和度分布模型；其次，应用等值渗流阻力法，推导出注采井间渗流压差的计算表达式；最后，考虑开发井网条件下多油层纵向非均质性的影响，对分层流量及注入能力进行表征，建立起多油层聚合物驱拟三维两相三组分注入能力解析解数学模型。模型求解结果与实验数据吻合程度较好，验证了该计算方法的合理性。本文建立的数学模型可用于预测及评价多层聚合物驱油藏在不同开发阶段合层及分层的注入能力，为渤海油田聚合物驱注入体系的有效评价提供了一种新方法。

渤海多层油藏；聚合物驱分相流；等值渗流阻力法；注入能力评价；数学模型

聚合物驱提高采收率技术在渤海油田的应用已经取得初步成功，相关评价技术也逐渐发展起来。渤海油田具有油稠、油层厚、多层合采、大井距驱替等特点，增加了聚合物驱现场应用的难度。在实施聚合物驱油之前需要进行聚合物溶液的可注入性试验，以保证注入参数设计的准确性，因此对聚合物驱注入能力进行合理有效的评价是保证聚合物驱成功实施的一项关键工作。

国外学者L. W. Lake（1989）将注入井的注入能力定义为注入速度与渗流压差之比，把聚合物和水处理为单一水相，推导出圆形地层内一口注入井在平面径向稳定渗流条件下注入聚合物溶液后压降的计算式，进而得到注入能力解析解表达式［1］。刘明明等（2014）在此基础上，分别建立考虑牛顿型、幂律型和黏弹性聚合物溶液的二维单相注入能力解析解数学模型，并研究了这3种流变性对聚合物溶液注入能力的影响［2］。前人所建立的数学模型主要是基于非牛顿流体渗流理论和应用数学方法，与常规的动态分析［3-5］、室内实验［6-9］、矿场试验［10-12］和数值模拟［13-15］等方法相比，减少了数据处理工作量和模拟计算时间，而且解析解方法能有效揭示聚合物驱替过程中的渗流机理。但以上数学模型也存在一些局限性，如未考虑聚合物非活塞驱替时注采井间流体饱和度的分布动态，也不能求解多层油藏分层注入能力的变化特征。鉴于此，笔者对以上方法进行了一定的改进处理，应用聚合物驱分相流理论和等值渗流阻力法，在求解聚合物驱过程中各驱替前缘饱和度分布状态的基础上，进一步推导出注采井间渗流压差的计算表达式，并对分层流量和注入能力进行表征，建立起渤海多层油藏聚合物驱拟三维两相三组分注入能力解析解数学模型。

1 数学模型建立与求解

Establishment and solution of mathematical model

1.1 基本假设条件

Basic assumption

考虑在面积井网条件下对多层油藏进行开发，注采单元的中心有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，模型示意图如图1所示。基本假设条件如下：①渗流介质均质，各向同性，不可压缩；②非活塞式驱替，注入速度恒定；③不考虑重力、毛管力影响，不考虑扩散作用；④注入聚合物溶液为非牛顿幂律流体，本构方程遵循幂律模式；⑤流体分为聚合物溶液和油两相，聚合物只溶于水，不溶于油；⑥聚合物溶液不改变油相的相对渗透率，只降低水相的相对渗透率；⑦考虑不可及孔隙体积的影响；⑧流动符合广义达西定律；⑨不考虑层间窜流。

图1 聚合物驱注入能力模型示意图Fig. 1 Schematic model of the injection capacity of polymer flooding

1.2 模型建立过程

Model establishment process

1.2.1 聚合物驱流体饱和度分布确定 在聚合物驱渗流理论的研究中，流体饱和度的分布是首要研究的。聚合物非活塞驱替时存在两相共渗区，其渗流阻力与流体饱和度分布有关，且分布状态随时间而变化。只有清楚了解流体饱和度在各驱替阶段的变化特征后，才能计算压力及其他相关参数的大小，进而分析注入能力的变化规律。

根据渤海油田聚合物驱现场应用情况，将聚合物溶液注入高黏油地层会导致注入压力升高较快。为避免注入井井底压力超过地层破裂压力，在注聚前一般需要注水开发一段时间，以提高聚合物溶液的可注入性。在聚合物溶液驱替原油和滞留水过程中，滞留水被聚合物溶液互溶驱替，由于黏度差异，在流体界面处会形成饱和度的不连续，在聚合物溶液前缘的前方，会出现含油饱和度随时间变化而增加的现象，形成原油富集区，称为油墙或集油带［16-18］。因此在水驱见水后进行聚合物驱的开发过程中，注采井间会出现3个流动区域：聚合物溶液区、集油带、水油流动区。根据聚合物驱分相流中的驱替前缘动态理论可确定各个流动区域的前缘饱和度、前缘移动速度、前缘位置及其他相关参数大小，从而得到注采井间流体饱和度的整体分布状况。

（1）聚合物溶液区前缘含水饱和度求解。根据假设条件，聚合物溶液仅在水相中传输，作为一相处理，则在恒速驱替条件下，聚合物组分和水组分的连续性方程分别为

式（1）可进一步整理为

其中

联立式（2）和式（3）可得

应用特征线法求解式（5），得到

其中

假设聚合物溶液前缘含水饱和度为，则根据式（6）可以得到聚合物溶液前缘移动速度为

由水组分连续性方程式（2）可得

则根据式（9），聚合物溶液前缘移动速度还可表示为

联立式（8）和式（10），得到求解聚合物溶液前缘含水饱和度的表达式为

式（11）是聚合物溶液前缘含水饱和度的隐函数表达式，与油水两相流前缘含水饱和度求解方法类似，也可通过图解法求解（见图2）。具体求解方法为：在含水率与含水饱和度关系曲线上通过点（–Dp+φe，0）向聚合物 -油分相流曲线做切线，切点对应的含水饱和度即为聚合物溶液前缘含水饱和度。

（2）集油带前缘含水饱和度求解。当注入速度恒定时，假设聚合物溶液前缘在时间间隔Δt内从x（ft）移动到x（ft+Δt），则根据物质守恒原理，Δt时间间隔内含水变化量为

进一步整理得

当Δt趋向于0时，可得聚合物溶液前缘移动速度为

联立式（8）和式（14），得到求解集油带前缘含水饱和度的表达式为

式（15）是集油带前缘含水饱和度的隐函数表达式，也可通过图解法求解（见图2）。具体求解方法为：在含水率与含水饱和度关系曲线上通过点（–Dp+φe，0）向聚合物 -油分相流曲线做切线，该切线与水-油分相流曲线的交点所对应的含水饱和度即为集油带前缘含水饱和度。

图2 水驱和聚合物驱分相流曲线Fig. 2 Fractional flow curves of water flooding and polymer flooding

（3）驱替前缘突破时间求解。定义无因次距离xD和无因次时间tD分别为

根据聚合物前缘推进方程，聚合物溶液前缘位置xD1和集油带前缘位置xD2分别为

令xD=1，可以得到聚合物溶液前缘和集油带前缘的突破时间分别为

由此可确定聚合物驱过程中地层内流体饱和度的整体分布状况（见图3）。

图3 聚合物驱流体饱和度分布示意图Fig. 3 Schematic fluid saturation distribution of polymer flooding

1.2.2 注采井间渗流压差计算 应用等值渗流阻力法，结合油藏工程中面积井网开发指标计算方法，确定水驱后进行聚合物驱的整个开发过程中注采井间的渗流压差。

（1）水驱阶段注采井间渗流压差确定。水驱阶段见水前，注采井间出现4个渗流阻力区，分别是：注入井井底到纯水区前缘、油水混合带、油水混合带前缘到排油坑道、排油坑道到生产井井底。各个区域的渗流压差分别用 Δpw1、Δpw2、Δpw3、Δpw4表示，则有

联立式（22）～式（25）可得水驱见水前注采井间总渗流压差Δpw的表达式

水驱阶段见水后，注采井间出现2个渗流阻力区，分别是：注入井井底到排油坑道、排油坑道到生产井井底。虽然2个渗流阻力区都为水、油两相区，但仍可假设渗流阻力主要来源于井底附近，此时压降主要消耗在注水井和生产井的井底附近［19］。各个区域的渗流压差分别用Δp'w1、Δp'w2表示，则有

联立式（27）和式（28）可得水驱见水后注采井间总渗流压差Δp'w的表达式

（2）聚驱阶段注采井间渗流压差确定。水驱见水后进行聚合物驱，在见聚前，注采井间出现4个渗流阻力区，分别是：注入井井底到聚合物溶液前缘、集油带、集油带前缘到排油坑道、排油坑道到生产井井底。根据假设条件，聚合物溶液作径向稳定渗流时遵循广义达西定律，其运动方程为

聚合物溶液视黏度与剪切速率关系为

多孔介质中幂律流体剪切速率与渗流速度存在如下关系

将式（31）和式（32）代入式（30）得到

其中

对式（33）移项积分，可得注入井井底到聚合物溶液前缘的渗流压差Δpp1为

集油带为聚合物溶液、油两相流动区。为了便于求解，此区域内聚合物溶液黏度取值作近似处理，参考文献［17］结论，聚合物溶液黏度取黏度-浓度曲线上斜率较大点对应的黏度。

通过该区域任一截面的总流量为

移项得到

将聚合物驱前缘移动方程对含水饱和度Sw求导得到

将式（38）代入式（37），并对式（37）两边作积分得到集油带渗流压差Δpp2为集油带前缘到排油坑道为水、油两相流动区，其渗流压差Δpp3为

排油坑道到生产井井底为水、油两相流动区，其渗流压差Δpp4为

联立式（35）、式（39）～式（41）可得聚驱见聚前注采井间总渗流压差Δpp的表达式为

聚驱阶段见聚后，注采井间出现2个渗流阻力区，分别是注入井井底到排油坑道和排油坑道到生产井井底。这里仍然假设压降主要消耗在井底附近。注入井井底到排油坑道的渗流压差Δp'p1为

排油坑道到生产井井底的渗流压差Δp'p2为

联立式（43）和式（44）可得聚驱见聚后注采井间总渗流压差Δp'p的表达式为

1.2.3 多层油藏分层流量表征 在恒速驱替过程中，各层渗流压差相等。在总流量一定的条件下，由于多油层纵向非均质性的影响，各小层的流量会因为渗流阻力的不同而进行差异分配。为了得到各层流量的分配情况，需要计算各层渗流阻力的比值，在这里不妨假设各层流量相等，可得各层渗流压差之比，根据等值渗流阻力设计原则，各层渗流阻力之比正好为各层渗流压差之比，即

则各层流量分配情况可由下式确定

1.2.4 多层油藏聚驱注入能力确定 L. W. Lake在文献［1］中将注入井的注入能力定义为：在注入压力小于地层岩石破裂压力的条件下，溶液的注入速度与渗流压差之比，可表示为

在恒速驱替条件下，将式（26）、式（29）、式（42）、式（45）和式（47）分别代入式（48）可以确定多层油藏在各个开发阶段合层与分层的注入能力。水驱阶段见水前合层与分层注入能力的计算表达式分别为式（49）、式（50），水驱阶段见水后合层与分层注入能力的计算表达式分别为式（51）、式（52），聚驱阶段见聚前合层与分层注入能力的计算表达式分别为式（53）、式（54），聚驱见聚后合层与分层注入能力的计算表达式分别为式（55）、式（56）。

1.3 模型验证

Model veri fi cation

通过Matlab程序语言对改进的数学模型进行编程求解，并与室内实验结果进行对比，以验证数学模型求解的合理性。实验过程是水驱至含水60%后转聚合物驱，考察注入能力变化情况。数学模型和室内实验的基本参数保持一致。基本参数如下：实验岩心为胶结岩心，长度为30 cm，直径为2.5 cm，渗透率为2 000 mD，孔隙度为0.3，岩心的孔隙结构参考渤海A油田实际储层孔隙结构及泥质含量，相渗资料取岩心测试数据；实验用油为渤海A油田原油，其黏度参考值为70 mPa·s左右；实验用水为渤海A油田地层水，水型为碳酸氢钠型，矿化度为5 855 mg/L，平均pH值为8；实验用聚合物为疏水缔合聚合物 AP-P4，其浓度为 1 750 mg/L，黏度为 8 mPa·s，幂律指数取0.336，不可及孔隙体积取0.18；实验温度为渤海A油田储层温度（参考值65 ℃）；驱替速度恒定为1.0 cm3/min（注水和注聚），累计注水量为0.63 PV，累计注聚量为1 PV。

图4是室内实验与数学模型计算的水驱后转聚合物驱的注入能力随累计注入孔隙体积倍数变化的对比曲线，可以看出计算曲线与实测曲线变化趋势基本一致，两者吻合程度较高。因此改进的数学模型可以较为可靠地预测及评价渤海聚驱油藏不同开发阶段的注入能力。

图4 室内实验和数学模型计算的注入能力随累计注入孔隙体积倍数变化对比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 数学模型应用

Application of the mathematical model

2.1 渤海多层油藏聚驱注入能力评价

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

将数学模型应用于渤海A油藏某注聚试验井组的注入能力评价。由于实际井组小层数过多，且某些层完整程度较低，为了代表试验井组的可靠信息，同时减少研究干扰因素，选取其中有代表性的2个主力小层进行研究。模型地质参数：孔隙度为0.29，第1层厚度为20 m、渗透率为3 800 mD，第2层厚度为18 m、渗透率为1 900 mD；流体物性参数：地层原油黏度为 70 mPa·s，地层水黏度为 0.49 mPa·s，相渗及PVT资料选取渤海A油田室内实验数据；注聚参数：注入聚合物溶液浓度为1 750 mg/L，黏度为8 mPa·s，幂律指数为0.336，不可及孔隙体积为0.18；生产参数：井底半径为0.1 m，井网形式为五点法，井距365 m，注入速度为0.03 PV/a，分水驱、聚驱、后续水驱3个开发阶段，其中水驱阶段累计注水量为0.08 PV，聚驱阶段累计注聚量为0.18 PV，后续水驱阶段累计注水量为0.16 PV。

图5是数学模型计算的各开发阶段注采井间渗流压差和注入能力随累计注入孔隙体积倍数的变化曲线。可以看出，水驱阶段，注入水黏度较低，在地层中驱替原油时渗流阻力较小，注采压差是逐渐降低的，相应的注入能力是随注入PV数增加而逐渐升高的；聚驱见聚前，注入聚合物溶液使地层内驱替液黏度增加，降低了驱替液的流度，增加了渗流阻力，导致注入初期渗流压差上升较快，相应注入能力下降较快，降幅达76%。随着聚合物溶液的注入，近井地带的聚合物吸附逐渐达到平衡，渗流阻力趋于稳定，渗流压差缓慢上升至稳定状态，聚合物溶液驱替前缘突破后，注采压差逐渐降低，注入能力逐渐上升，增幅达17%；后续水驱阶段，注入水进一步降低了驱替液的黏度，注采压差迅速降低，相应注入能力迅速升高直至趋于稳定。

图5 注采井间注采压差和合层注入能力随累计注入孔隙体积倍数变化曲线Fig. 5 Relationships of injection-production pressure difference between injectors and producers and commingled injection capacity vs. cumulative injection porevolume

图6是数学模型计算的各开发阶段各层分配的流量随累计注入孔隙体积倍数的变化曲线。可以看出，高渗层在各个阶段的流量都要明显高于低渗层。水驱阶段，注入水在高渗层的注入速度逐渐增加，在低渗层的注入速度逐渐减小；聚驱阶段，注入的聚合物溶液优先进入到高渗层，在高渗层较快地形成渗流阻力，相对减缓了驱替流体的推进速度，导致聚合物的注入速度逐渐降低，这种作用迫使再注入的聚合物溶液逐渐进入低渗层，低渗层的注入速度逐渐升高；后续水驱阶段，高渗层的注入速度逐渐升高至趋于稳定，低渗层的注入速度逐渐下降致趋于稳定。

图6 分层流量随累计注入孔隙体积倍数变化曲线Fig. 6 Relationship of layered flow rate vs. cumulative injection porevolume

图7是数学模型计算的各开发阶段各层注入能力随累计注入孔隙体积倍数的变化曲线。可以看出，各层注入能力与合层注入能力变化规律基本一致。高渗层在聚驱阶段见聚前注入能力降幅80%，见聚后升幅13%；低渗层在聚驱阶段见聚前注入能力降幅55%，见聚后增幅28%。

图7 分层注入能力随累计注入孔隙体积倍数变化曲线Fig. 7 Relationship of layered injection capacity vs. cumulative injection porevolume

2.2 注聚参数敏感性分析

Sensitivity analysis on polymer flooding parameter

分析注聚参数对注入能力的影响主要针对注聚时机、注入速度、注聚用量和注聚浓度这4个主控因素进行。

在相同条件下，选取注聚速度为200 m3/d，聚合物浓度为1 750 mg/L，考察不同注聚时机对注入能力的影响，结果如图8所示。注聚时机分别为含水60%、75%、90%时，对应聚驱阶段见聚前注入能力降幅依次为62%、67%、80%，见聚后注入能力增幅依次为53%、51%、50%。可见注聚时机越早，见聚前注入能力降幅越小，见聚后注入能力增幅越大。

图8 不同注聚时机下注入能力随累计注入孔隙体积倍数变化曲线Fig. 8 Relationship of injection capacity vs. cumulative injection porevolume at different polymer injection time

在相同条件下，选取注入聚合物浓度为1 750 mg/L，聚合物用量为0.3 PV，考察不同注入速度对注入能力的影响，结果如图9所示。注聚速度分别为200 m3/d、300 m3/d、400 m3/d时，对应注聚阶段见聚前注入能力降幅依次为58%、55%、52%，见聚后注入能力增幅依次为47%、43%、41%。可见注聚速度越大，见聚前注入能力降幅越小，见聚后注入能力增幅越小。

在相同条件下，选取注聚速度为200 m3/d，聚合物浓度为1 750 mg/L，考察不同注聚用量对注入能力的影响，结果如图10所示。注聚用量分别为0.3、0.65、1 PV时，对应聚驱阶段见聚前注入能力降幅相同，见聚后注入能力增幅依次为5%、25%、51%。可见注聚用量越大，见聚后注入能力增幅越大。

图9 不同注聚速度下注入能力随累计注入孔隙体积倍数变化曲线Fig. 9 Relationship of injection capacity vs. cumulative injection porevolume at different polymer injection rates

图10 不同注聚用量下注入能力随累计注入孔隙体积倍数变化曲线Fig. 10 Relationship of injection capacity vs. cumulative injection porevolume at different polymer injection volumes

在相同条件下，选取注入速度为200 m3/d，聚合物用量0.3 PV，考察不同注聚浓度对注入能力的影响，结果见图11。注聚浓度分别为1 500 mg/L、1 750 mg/L、2 000 mg/L时，对应注聚阶段见聚前注入能力降幅依次为64%、67%、71%，见聚后注入能力增幅依次为96%、46%、2%。可见注聚浓度越大，见聚前注入能力降幅越大，见聚后注入能力增幅越小。

图11 不同注聚浓度下注入能力随累计注入孔隙体积倍数变化曲线Fig. 11 Relationship of injection capacity vs. cumulative injection porevolume at different polymer injection concentrations

3 结论

Conclusions

（1）渤海A油藏聚驱注入能力评价结果表明，见聚前其合层总的注入能力明显降低，见聚后注入能力平稳上升。各层注入能力变化规律与合层基本一致，受层间非均质性影响，各层流量分配及注入能力变化的量化指标会有所差异，聚合物在高渗层的注入性能要优于低渗层。

（2）不同注聚参数在聚驱阶段见聚前后对注入能力的影响不同。注聚时机越早、注入速度越大、注聚浓度越低，见聚前聚合物注入能力降幅越小，可注入性越好；注聚时机越早、注入速度越小、注聚用量越大、注聚浓度越低，见聚后聚合物注入能力增幅越大，可注入性越好。因此合理优化注聚参数时还应考虑见聚时刻这一重要分析节点。

（3）建立的数学模型主要是从解析解推导的合理性和实用性这一角度出发，由于渤海油田聚驱所用缔合抗盐性聚合物的流变性实验测量数据有限，同时考虑解析解模型可以更方便直接地应用于实际生产的动态预测中，在求解集油带渗流压差表达式时对聚合物溶液黏度作了一定近似处理，模型验证部分表明计算误差在允许范围内。若要综合考虑聚合物溶液的黏弹效应、物化作用等因素，应该更多地从数值解的角度进行研究。

（4）改进的解析解数学模型相对于动态分析和数值模拟等常规分析手段，在基础数据前处理和模拟计算时间方面有一定的优势，可以更为实用地评价及预测注入井实际注聚过程中合层及分层的注入能力，以指导渤海油田聚驱注入体系的参数设计及跟踪调整。

符号说明：

A为横截面积，m2；Cp为聚合物组分在水相中的浓度，mg/cm3；Crp为聚合物组分在岩石固相上的吸附浓度，mg/cm3；Dp为阻滞系数，无因次；fp为聚合物-油分相流曲线中含水饱和度对应含水率；h为油层有效厚度，m；hi为第i层的有效厚度，m；I为注入井的注入能力，m3/（s·MPa）；Ip为聚驱见聚前合层注入能力，m3/（s·MPa）；I'p为聚驱见聚后合层注入能力，Ipi为聚驱见聚前第i层注入 能 力，m3（/s·MPa）；I'pi为 聚 驱 见 聚 后 第i层 注入能力，m3（/s·MPa）；Iw为水驱见水前合层注入能力，m3/（s·MPa）；I'w为水驱见水后合层注入能力，m3/（s·MPa）；Iwi为水驱见水前第i层注入能力，m3/（s·MPa）；I'wi为水驱见水后第i层注入能力，m3/（s·MPa）；K为稠度系数，mPa·sn；k为油层绝对渗透率，mD；kp为聚合物溶液相相对渗透率，mD；kro为油相相对渗透率，mD；krw为水相相对渗透率，mD；m为注采井网单元中生产井数与注入井数之比；Mi为第i层的渗流阻力，MPa（/m3/s）；n为幂律指数，无因次量；Q（t）为恒速驱替条件下累计注入量，m3；q为总渗流速度，m3/s；qi为第i层的流量，m3；qo为聚油两相区任一截面油相的流量，m3/s；qp为聚油两相区任一截面聚合物溶液相的流量，m3/s；q（t）为注入速度，m3/s；Rk为渗透率下降系数，即注聚前后地层渗透率之比，无因次量；rd为注采井间距离，m；rp1为注入井井底到聚合物溶液前缘距离，m；rp2为注入井井底到集油带前缘距离，m；rw为井底半径，m；rw1为注入井井底到纯水区前缘距离，m；rw2为注入井井底到油水混合带前缘距离，m；Sw为含水饱和度；Swc为束缚水饱和度；Swe为生产井出口端含水饱和度；Swf为油水混合带前缘含水饱和度；Swm为注入井底附近最大含水饱和度；Vp为孔隙体积，m3；v为总渗流速度，m/s；γ为剪切速率，s-1；μp为聚合物溶液视黏度，mPa·s；μpm为聚合物黏度-浓度曲线上斜率较大点对应的黏度；μo为油相黏度，mPa·s；μw为水相黏度，mPa·s；vp为聚合物溶液渗流速度，m/s；ρs为岩石的密度，g/cm3；φ为孔隙度，无因次；φe为不可及孔隙体积，无因次；Δp为注入井井底流压与某一参考压力之间的压差，MPa；Δpi为第i层的渗流压差，MPa。

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（修改稿收到日期 2017-08-28）

〔编辑 朱 伟〕

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

∶

孙亮，姜汉桥，陆祥安. 渤海多层油藏聚合物驱注入能力研究［J］.石油钻采工艺，2017，39（5）：623-632.

TE349

A

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

国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发”子课题（编号：2011ZX05024-004）。

孙亮（1987-），2013年毕业于中国石油大学（北京）油气田开发工程专业，现为中国石油勘探开发研究院在读博士研究生，从事油气田开发方案编制及提高采收率相关研究工作。通讯地址：（100083）北京市海淀区学院路20号中国石油勘探开发研究院数据中心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.