海上油田非均质性对聚合物驱开发效果的影响

屈亚光，刘德华，孙 敬

1长江大学石油工程学院，湖北 武汉

2油气钻采工程湖北省重点实验室(长江大学)，湖北 武汉

1. 引言

一般情况下，陆相沉积环境中形成油藏的储层非均质性较强，储层的强非均质性必然会对油田的开发效果造成较大的影响[1] [2]。此前已经研究了油藏储层砂体的渗透率、厚度等平面非均质性对水驱以及稠油油藏蒸汽驱等开发效果的影响[3] [4]，聚合物驱是指向注入地层的水中添加水溶性高分子聚合物，通过提高水相的黏度、改善油水流度比等提高油藏采收率的方法[5]。近年来，海上油田也开展了聚合物驱相关研究工作，并在渤海部分油田实施，也已经取得较好的效果[6] [7]。基于目标油田前期细致的地质研究工作得出，储层砂体的厚度、几何形态和渗透率等参数等在平面上表现出较强的非均质性，通过生产数据分析发现在非均质条件下不同注采方式间的聚合物驱效果存在一定的差异，为了进一步提高该海上油田聚合物驱的开发效果，笔者探讨了三类平面非均质性对聚合物驱不同注采方式的开发指标的影响，为该海上油田的下一步开发调整提供了理论指导。

2. 平面非均质性概念模型建立

该海上油田储层孔隙度大、渗透率高，储层平面及纵向非均质性强。油藏为三角洲前缘沉积体系，通过对单井测井解释结果分析，可看出不同沉积微相中储层物性差别较大。基于对目标油田地质特征的深入解剖，该油田储层平面非均质性主要表现为油藏储层砂体的渗透率、厚度及几何形态的平面非均匀分布。由于实际油藏砂体的平面非均质性分布规律十分复杂，不便于研究，因此依据油藏沉积微相的接触关系对其进行理论简化处理，设计了渗透率、厚度和几何形态的三类油藏储层砂体平面非均质性概念模型，如图1所示。图1(a)表征渗透率平面非均质性概念模型，模型中两个灰、白四边形表示分布在不同沉积微相中的砂体，两个砂体的厚度和面积是相同的，渗透率大小是不同的，如砂体间的渗透率差异越大，表明油藏单元砂体具有更强的平面渗透率非均质性。图 1(b)表征砂体几何形态平面非均质性概念模型，模型中两个灰、白四边形代表分布在不同沉积微相中的砂体，两个砂体的厚度和渗透率是相同的，砂体的宽度是不同的，如砂体宽度差异越大，表明油藏单元砂体具有更强的几何形态平面非均质性；图1(c)表征砂体厚度平面非均质性概念模型，模型中两个灰、白四边形代表分布在不同沉积微相中的砂体，两个砂体的渗透率和面积是相同的，砂体的厚度是不同的，如砂体厚度差异越大，表明油藏单元砂体具有更强的厚度平面非均质性。基于以上方法，建立了表征三类油藏平面非均质性的概念模型。

Figure 1. The conceptual model of three types of plane heterogeneities图1. 三类平面非均质性概念模型

3. 聚合物驱开发效果单因素敏感性分析

3.1. 油藏数值模拟模型建立

首先，根据前文设计的渗透率平面非均质性概念模型建立相应的油藏单元地质模型，假设两个砂体沉积微相分别是水下分流河道与水下分流河道间湾，建立理想化的油藏单元模型，假定两个砂体的渗透率不同，而在模型建立过程中保证油藏单元中两个砂体的厚度和面积是相同的。基于建立的地质模型，可设计两个不同注采方式的油藏方案，方案1是生产井的位置设置在水下分流河道间湾微相所形成的砂体右端中部，聚合物注入井的位置设置在水下分流河道微相所形成的砂体左端中部，由于水下分流河道微相环境中形成的储层砂体的渗透率一般要高于水下分流河道间湾微相环境中储层砂体，油藏方案简称为“低采高注”；方案2是生产井和聚合物注入井的设置位置互相调换，油藏方案简称为“低注高采”，如图 2(a)所示。该次研究共设计了 3种情况，左右 2个砂体的渗透分别为 2500～1500、1500～500、2500～1500 mD，通过计算可得出油藏单元左右2个砂体的渗透率级差分别为5、3和1.67。基于以上设计油藏方案的方法，对于同一个渗透率级差条件下的油藏单元地质模型都可提出“低采高注”和“低注高采”2个对比油藏方案。基于给定的注采工作制度，可设计出6个渗透率平面非均质油藏数值模拟模型。

Figure 2. The sketch of injection-production well pattern of three types of plane heterogeneities图2. 三类平面非均质性注采井网示意图

其次，根据前文设计的厚度平面非均质性概念模型建立厚度平面非均质油藏单元地质模型，其建立方法与渗透率平面非均质性地质模型设计方法类似。油藏单元中2个砂体形成于不同的沉积微相环境，假定左右2个砂体的有效厚度是有差异的，但要保证油藏单元所建立的模型中2个砂体的渗透率和面积是相同的。同理也可设计2个不同注采方式的油藏方案，方案1是生产井的位置设置在薄的沉积微相形成的砂体右端的中部，聚合物注入井的位置设置在相对厚的沉积微相形成的砂体左端中部，油藏方案简称为“薄采厚注”；方案2是生产井和聚合物注入井的设置位置互相调换，油藏方案简称为“薄注厚采”，如图2(b)所示。在建立油藏单元地质模型的过程中，该次研究共设计了3种情况，左右2个砂体的厚度分别为10～2、6～2、10～6 m，油藏单元砂体的厚度级差分别为5、3和1.67。基于上述设计油藏方案的方法，相同厚度级差条件下的油藏单元地质模型都可设计出“薄采厚注”和“厚注薄采”2个对比油藏方案。基于给定的注采工作制度，可设计出6个厚度平面非均质油藏数值模拟模型。

最后，按照类似的设计方法建立砂体几何形态平面非均质油藏单元地质模型，首先保证油藏单元地质模型中左右2个砂体的渗透率和厚度相同，然后通过调整模型中左右2个砂体的宽度来表征不同程度的几何形态平面非均质性。对于相同宽度级差的油藏单元地质模型可设计2种注采方案。方案1是生产井设置在窄的沉积微相形成的砂体右端的中部，聚合物注入井的位置设置在相对宽的沉积微相形成的砂体左端的中部，油藏方案简称为“窄采宽注”；方案 2是生产井和聚合物注入井设置位置互相调换，油藏方案简称为“宽采窄注”。依照相同的设计方法，油藏单元地质模型中左右 2个砂体的宽度级差分别设置为5、3和1.67。基于给定的注采工作制度下，可设计出6个几何形态平面非均质油藏数值模拟模型。

基于以上分析可知，在单因素分析过程中，共建立了9个表征三类平面非均质油藏单元的地质模型及9组对比注采方案的18个油藏数值模拟模型。所建立的油藏数值模拟模型的流体参数、岩石参数和高压物性参数均取自于目标油藏，数值模拟器采用商业软件Ecl-POLYMER模块进行计算。

3.2. 数值模拟结果与敏感性分析

为了保证注采方案具有较好的对比性，所有方案的油藏数值模拟模型在计算过程中的边界条件都采用相同的生产控制条件，都设置为定注入井和生产井井底压力，即保证所有油藏数值模拟方案具有相同的生产压差，聚合物注入井井底注入压力和生产井井底流压分别设置为25、20 MPa。通过对以上方案进行数值模拟计算，可得到三类非均质性不同级差条件下不同注采方式的生产指标，如表1所示。

Table 1. The cumulative oil production of different flooding patterns under different grading conditions表1. 不同级差条件下不同注采方式的累计产油量

首先，对于同一个渗透率平面非均质性油藏单元在相同的注采压差条件下，两种聚合物驱注采方式中都是“低注高采”的累计产油量要高于“低采高注”，在3个渗透率级差条件下，均表现出相同的规律。如当油藏单元中左右两个砂体的渗透率级差为5时，“低注高采”油藏方案10a后累计产油量为6.07 × 104m3，而“低采高注”油藏方案生产10a后累计产油量为3.86 × 104m3，2个方案的累计产油量差值为2.21 × 104m3。其次，对于厚度平面非均质，同一个非均质地质油藏单元在相同的注采压差条件下，3个厚度级差条件下2种聚合物驱注采方式中都是“薄注厚采”方案10a后累计产油量要高于“薄采厚注”方案。最后，对于同一个砂体几何形态平面非均质性油藏单元在相同的注采压差条件下，3个宽度级差条件下2种聚合物驱注采方式中都是“窄注宽采”方案10a后累计产油量要高于“窄采宽注”方案。

通过深入分析，以上不同注采方式数值模拟计算结果存在差异的主要原因是与地层能量在储层中的传导有关。以厚度平面非均质性为例对数值模拟计算结果进一步解释说明，在“薄采厚注”条件下，聚合物溶液在砂体厚的区域渗流空间较大，地层能量传导好，但当能量传导到砂体变薄的位置时，渗流空间突然变小，地层能量不能及时向生产井方向传导，使得注入井附近储层砂体地层压力逐渐升高，生产井附近储层砂体能量补充不及时压力偏低，储层砂体泄油不好，从而会影响生产井的产能。当油藏单元在“薄注厚采”的注采条件下，注入流体能够较好地渗流，压力波在储层砂体中传导较好，油藏单元能量能够及时补充，生产井井底附近区域砂体地层压力较高，使得生产井能够保持较高的产能。基于以上分析，可以得出针对同一个存在厚度平面非均质的油藏单元，应用“薄注厚采” 聚合物驱注采方式的开发效果优于“薄采厚注”。同理可知，对于储层砂体存在渗透率平面非均质和几何形态平面非均质的油藏单元，其对聚合物注采方式开发效果的影响机制与油藏单元砂体厚度平面非均质性相同。

通过以上研究，得到了渗透率、厚度、几何形态平面非均质条件下最优的注采方式。基于以上认识，为了理清油藏单元中三类平面非均质性影响聚合物驱注采方式开发指标的程度，在已构建的油藏单元数值模拟模型的基础上，增加了三类平面非均质级差分别为2、4和6共9个油藏地质模型；同理，针对同一个油藏单元地质模型可设计2个不同的聚合物驱油藏注采方案，共设计了18个方案，基于油藏数值模拟计算可得到各个方案的开发指标。通过分析不同驱替方式时的累计产油量差值与累计产油量高值的比值来衡量不同非均质性条件下对聚合物驱开发效果的影响程度，可以得到油藏单元中渗透率、厚度、几何形态非均质性在不同级差条件下的变化系数，如图3所示。

可看出在以上设定的6种相同的非均质级差条件下，油藏单元砂体在厚度平面非均质条件下得到的累计产油量差值与累计产油量高值的比值最大，油藏单元砂体在几何形态平面非均质条件下得到的累计产油量差值与累计产油量高值的比值最小。根据油藏砂体三类平面非均质在不同级差条件下的变化系数曲线，可看出对聚合物驱注采方式开发指标影响程度最大的是油藏单元砂体厚度平面非均质性，其次是油藏单元砂体渗透率平面非均质性，影响程度最小的是油藏单元砂体几何形态平面非均质性。同时根据三类非均质曲线的形态可看出，对于厚度和渗透率非均质性，级差在较小的程度变化时，2种不同驱替方式的累计产油量差值与累计产油量高值的比值变化较剧烈，影响程度较明显，当级差大于5之后，变化系数增加的幅度减小。

Figure 3. The variation coefficient of permeability, thickness and geometry form of reservoir unit under different grading conditions图3. 油藏单元中渗透率、厚度、几何形态非均质性在不同级差条件下的变化系数

4. 聚合物驱开发效果正交试验分析

4.1. 油藏数值模拟模型建立

为了深入分析，考虑在多因素条件下进一步研究砂体三类平面非均质性对油藏单元聚合物驱不同注采方式开发指标的影响。仍以前面建立的非均质概念模型为基础，通过采用正交试验设计方法，以左右2个砂体的渗透率、厚度和宽度级差作为正交分析的3个因素，3个平面非均质性因素中均设计了3个水平，级差均为1.67、3和5，如表2所示。如对于油藏单元砂体渗透率平面非均质级差因素，共设计了3个水平，水平1表示油藏地质单元中左右2个砂体的渗透率级差为1.67，水平2表示油藏地质单元中左右2个砂体的渗透率级差为3，水平3表示油藏地质单元中左右2个砂体的渗透率级差为5。同理，油藏单元砂体厚度和几何形态平面非均质性正交设计水平按照同样的方法设计。在聚合物驱影响因素研究过程中，正交试验设计确定了3个影响因素，每个因素中设计了3个水平，因此利用正交设计表L9(33)来设计油藏地质单元的平面非均质参数。

Table 2. Factors and its levels of orthogonal test design表2. 正交试验设计因素和水平

基于以上正交试验设计方法得到的油藏单元地质模型的设置方案，按照油藏单元砂体的宽度级差、渗透率级差和厚度级差的数值建立相应的地质模型，共建立了9个不同平面非均质条件下的油藏单元地质模型，如图4所示。以图4为例阐述正交试验设计地质模型参数的设定方法，示意图中将油藏单元分为2个不同沉积微相中砂体，地质模型中左右2个砂体的长度设置成相同的，油藏单元中左右2个砂体的宽度级差为1.67，渗透率级差为3，厚度级差为3。其他油藏单元地质模型的2个砂体非均质级差参数可根据正交表得出。针对同一个油藏单元地质模型均可设计一组不同的聚合物驱注采方式的对比油藏方案，如图4所示，共可建立9组18个油藏数值模拟方案，模型中的流体、岩石高压物性、聚合物等参数与上一小节中保持一致。为了保证注采方案具有较好的对比性，所有方案的油藏数值模拟模型在计算过程中的边界条件都采用相同的生产控制条件，都设置为定注入井和生产井井底压力，即保证所有油藏数值模拟方案具有相同的生产压差，聚合物注入井井底注入压力和生产井井底流压分别设置为25、20MPa。采用商业软件Ecl-POLYMER数值模拟器进行计算。

Figure 4. The sketch of injection-production well pattern of orthogonal test design图4. 正交设计非均质油藏对比方案示意图

4.2. 试验方案结果与分析

基于油藏数值模拟方法进行模拟计算，可得到以上正交设计的18个油藏方案的生产指标，以计算出的9个油藏单元在2种不同注采方式间的累计产油量差值作为正交分析的对象。为了科学分析，首先对9组对比方案的累计产油量产值进行归一化处理，如图5所示。

Figure 5. The results of cumulative oil production and normalization of each scheme图5. 各方案累计产油量及归一化处理结果

然后通过直观分析法对累计产油量归一化结果进行正交分析，其正交分析结果见表 3。正交设计直观分析方法的原理是根据每个因素得到的极差R的大小来判断各研究因素对正交设计试验指标的影响。在本次研究过程中，通过比较3个平面非均质性条件下计算得到的极差R，可看出油藏单元左右2个砂体厚度级差因素(C)计算得到的极差值最大，为0.57，砂体宽度(A)计算得到的极差值最小，为0.1，由此可得到3个因素影响程度的主次顺序：C＞B＞A。对聚合物驱注采方式开发指标影响程度最大的是油藏单元砂体厚度平面非均质性，其次是油藏单元砂体渗透率平面非均质性，影响程度最小的是油藏单元砂体几何形态平面非均质性。

Table 3. Result of intuitive analysis of orthogonal designing method表3. 正交设计直观分析法结果

5. 结论与认识

根据海上某油田砂体平面非均质特征建立了三类平面非均质性概念模型，基于该模型建立了18个表征油藏平面非均质性的油藏单元地质模型，针对同一个油藏单元地质模型设计了2个不同的聚合物驱注采方式，根据研究得出了油藏砂体渗透率、厚度、几何形态平面非均质条件下最优的注采方式；然后基于单因素和正交设计的多因素分析方法，采用油藏数值模拟技术，建立了18个单因素分析和18个三因素三水平的正交设计分析数值模拟模型，以同一个平面非均质油藏地质单元中2个不同聚合物驱注采方案间的累计产油量差值作为影响程度研究的评价指标，通过单因素敏感性分析和正交设计直观分析方法均可得出，对聚合物驱注采方式开发指标影响程度最大的是油藏单元砂体厚度平面非均质性，其次是油藏单元砂体渗透率平面非均质性，影响程度最小的是油藏单元砂体几何形态平面非均质性。

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