稠油油藏弱凝胶调驱增油预测模型研究

刘 东，胡廷惠，潘广明，李 浩，吴金涛

(中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300459)

0 引 言

目前，稠油油藏提高水驱采收率的主要途径为化学驱[1-6]、热力采油[7-17]和微生物采油[18]。作为化学驱的一种，注弱凝胶调驱主要有2个作用[19-20]：一是封堵高渗层扩大波及体积；二是改善驱替流度比。注弱凝胶调驱具有聚合物堵水和调节油层内部流体流度2种功能，成为海上稠油油藏提高原油采收率的有效手段[21-22]。筛选合适的地质油藏条件、优化弱凝胶注采参数是弱凝胶调驱方案研究的主要内容。然而，影响调驱效果的因素众多，主要包括油藏条件、调驱时机、调驱参数等[23]，这些因素交互影响，传统的单因素分析方法难以分析因素间的交互作用及对采出程度及其增加幅度造成的影响，且难定量预测和评价不同矿场条件的调驱效果。

通过建立数模井组模型，运用正交实验法对影响弱凝胶调驱效果参数进行了多因素交互分析，确定了影响采出程度增加幅度的主控因素及其排序，并得到了注弱凝胶采出程度及其增加幅度的多因素预测模型。

1 问题的提出

渤海N稠油油藏为河流相沉积，具有非均质性强、平面地层原油黏度差异大等特点，在注水开发的过程中，优选不同黏度范围的N20M、N17和N06等3个井组分别进行弱凝胶调驱矿场试验。3个井组取得了不同的调驱效果，正确分析影响调驱效果的主控因素成为下一步调驱决策的关键。

2 主控因素研究

2.1 典型调驱井组数模机理模型的建立

选用CMG软件的STARS模拟器，数模模型中I方向和J方向的网格步长均为25 m，K方向步长为3 m。I方向和J方向划分网格数为21，K方向划分网格数为14，其中模拟2套隔层，模拟网格共计21×21×14=6174个。纵向上由3套油层组成：自上而下第1～4层模拟上部油层，第5层模拟隔层，第6～9层模拟中间油层，第10层模拟隔层，第11～14层模拟下部油层。5口定向井位于边部中心处，3套油层全部射孔(图1)。

在正交数值实验中，油井采用三级控制条件模拟：第一控制条件为定液生产，第二控制条件为定压差生产，第三控制条件为定井底流压生产。实验共进行50组，第1组25个方案为对照组，投产初期全部注水开发；第2组25个方案为实验组，根据正交实验设计投产初期以注水方式开发，中间以弱凝胶调驱方式开发，弱凝胶注入设计孔隙倍数后以注水方式开发。

2.2 正交数值实验设计

正交数值实验以典型的具有代表性的有限方案，来反映大量方案中所包含的内在的本质规律和矛盾主次[24-25]。以渤海N稠油油藏的典型地质油藏参数和注入参数为基础，结合国内外注采参数研究状况以及现场实际经验[26]，选择地层原油黏度、调驱时含水率、弱凝胶注入孔隙倍数、注入流体黏度、地层渗透率、渗透率极差等6个参数的5个水平值进行研究(表1)。

图1 调驱井组数模模型示意图

2.3 主控因素显著性分析

利用方差分析法对表1的正交数值实验结果进行研究(表2)。由表2可知，地层原油黏度、地层渗透率、注入流体黏度、弱凝胶注入孔隙倍数对采出程度增量的影响较为显著。

3 采出程度及其增量预测模型研究

以上述井组机理模型为基础，基础方案如下：地层原油黏度为50 mPa·s，含水率达到75%时注弱凝胶调驱，弱凝胶注入孔隙倍数为0.3，注入流体黏度为45 mPa·s，渗透率极差为3，地层渗透率为3 000×10-3μm2，研究地层渗透率(500×10-3～4 000×10-3μm2)、地层原油黏度(1～800 mPa·s)、注入流体黏度(1～60 mPa·s)、弱凝胶注入孔隙体积倍数(0.000 1～0.600 0)等4个主控因素的影响规律。

表1 正交数值实验方案及模拟计算结果

表2 方差分析

3.1 一元非线性拟合

分别以弱凝胶调驱采出程度、在水驱基础上弱凝胶采出程度增加值为目标函数，回归4个显著性参数对目标函数的关系式(表3)，绘制的拟合曲线如图2所示。

表3 一元非线性回归结果

图2 4个显著因素对弱凝胶调驱采出程度以及采出程度增加幅度的影响

(1) 地层渗透率。由图2a可知，注弱凝胶采出程度、注水开发采出程度、弱凝胶采出程度增加幅度与地层渗透率的对数均呈线性递增关系，渗透率越高，其值越大。

(2) 地层原油黏度。由图2b可知，水驱采出程度与地层原油黏度呈指数递减关系，地层原油黏度越大，水驱油流度比越大，采出程度越低。弱凝胶采出程度与地层原油黏度呈二项式关系，地层原油黏度越大，采出程度越低。随着地层原油黏度的增大，弱凝胶提高水驱采出程度的幅度逐渐降低。当地层原油黏度为600 mPa·s时，弱凝胶调驱和水驱的采出程度基本一致，表明弱凝胶调驱难以取得满意效果。

(3) 弱凝胶注入孔隙倍数。由图2c可知，水驱采出程度为基础模型的采出程度，在弱凝胶注入孔隙倍数为0.000 1～0.600 0时，弱凝胶采出程度与弱凝胶注入孔隙倍数呈现二项式关系，说明注入弱凝胶越多，提高采出程度的幅度也越大。在矿场实际生产中，根据调驱目的决定具体用量，以驱油为主的调驱试验，单井注入平均孔隙倍数为0.005 0，作为一种长期驱替方式，国外油田平均单井注入量为孔隙体积的0.116 0倍[7]。

(4) 注入流体黏度。由图2d可知，随着弱凝胶注入黏度的增加，弱凝胶采出程度、采出程度的增加幅度均增加。稠油油藏水驱油流度比大于1，随着流度比的增加，注入流体突破时波及面积减少；弱凝胶调驱不仅可以降低驱油过程中的流度比，还可以降低水相相对渗透率，封堵大孔道，从而提高波及效率。

3.2 多元非线性拟合

通过多元非线性回归[27]，可以分析得到弱凝胶调驱采出程度及其增加幅度关于显著性影响参数的多项式表达式，进而从这4个参数的任意值计算出相应的弱凝胶调驱采出程度及其增加幅度。

(1) 弱凝胶调驱采出程度。以表3为基础，根据多元非线性回归思路，整理可得弱凝胶调驱采出程度为：

(1)

式中：EORgel为注弱凝胶采出程度，%；μo为地层原油黏度，mPa·s；PV为弱凝胶注入孔隙体积倍数；K为地层渗透率，10-3μm2；μgel为注入流体黏度，mPa·s。

(2) 弱凝胶调驱采出程度增加幅度。以表3为基础，根据多元非线性回归思路，整理可得弱凝胶调驱采出程度增加幅度为：

(2)

式中：EORgel-water为弱凝胶在水驱基础上的采出程度增加幅度，%。

式(1)和式(2)是基于模型运算结果回归得到，因此具有最佳适用范围：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)回归模型计算值和数值模拟计算值进行对比(图3)，可见二者的计算结果基本一致，可以用于现场预测。

4 矿场应用

渤海N稠油油藏，在注水开发的过程中优选南区不同黏度范围的3个井组分别进行了弱凝胶“调驱”的矿场试验，3个井组的基本参数及通过式(2)计算结果见表4。其中，N17井组受益井数较多(7口)，从2008年6月起至2017年10月注入弱凝胶调驱，累计注入弱凝胶总量为0.057倍孔隙体积，整个调驱过程降水增油效果明显，净增油4.6×104m3，调驱采出程度增加2.46个百分点。

由表4可知，南区3个井组的预测值与矿场实践的实际值差别在10%以内，说明预测方法可靠。

图3 回归关系式预测值与数值模拟实际值对比表4 渤海N稠油油田实际井组的采出程度增加与预测值对比

井组地层原油黏度/(mPa·s)注入孔隙倍数注入流体黏度/(mPa·s)地层渗透率/(10-3μm2)采出程度实际增加值/%采出程度预测增加值/%误差/%N20M4000.05783 3261 2.462.63+7.0N174100.0496539001.581.45-8.2N065000.06366 35001.461.35-7.5

5 结 论

(1) 基于正交实验，分析了各因素间的交互作用对水驱稠油油藏注弱凝胶调驱采出程度增加幅度的影响。极差分析法表明，对弱凝胶调驱采出程度增加幅度有显著影响的4个因素及排序为地层渗透率、地层原油黏度、弱凝胶注入孔隙倍数、注入流体黏度。

(2) 地层渗透率越高，注入孔隙倍数越大，注入流体黏度越高，调驱效果越好；地层原油黏度越大，调驱效果越差。

(3) 应用科学统计软件，回归得到了弱凝胶调驱采出程度及其增量的多因素预测模型，对渤海N稠油油藏的3个井组弱凝胶调驱矿场试验进行了实例计算。结果表明，预测误差在10%以内，吻合度较高，可用于指导稠油油藏弱凝胶调驱方案的设计和决策。