油层中聚合物堵塞物推进轨迹模拟研究

2019-11-18李艳春

石油化工高等学校学报 2019年5期

李艳春

（大庆油田有限责任公司第三采油厂，黑龙江大庆163113）

聚合物驱油技术已经成为萨北开发区产量接替的成熟技术，其驱油机理是通过改善油水流度比，扩大波及体积，提高采收率[1-9]。聚合物溶液在渗流至油层孔隙介质时，由于聚合物分子是具有一定水力直径的分子团，如果聚合物分子线团回旋半径与油层微观孔隙结构不匹配[10-12]，就会造成其在油层中的堵塞。萨北开发区一类油层区块A区，2003年投入聚合物驱开采，驱油方案设计采用相对分子质量2 500万以上超高分子聚合物，注入质量浓度1 000 mg/L时，50%的井出现不能连续注入现象，区块注入速度偏低，严重影响了聚合物驱开发效果。后期根据聚合物分子质量、质量浓度与渗透率匹配关系，调整了聚合物分子质量和质量浓度，也先后采取水力割缝、注入凝集剂、压裂和表活剂解堵等多种措施手段，均未能明显改善注入状况，说明在前期注入过程中已经形成大量聚合物软胶团堵塞在油层孔隙中。通过对堵塞井井底返排取样，分析化验堵塞物成分，在此基础上，建立堵塞井井组地质模型，模拟堵塞物推进轨迹，确定堵塞物推进距离，对指导堵塞井的后期开发调整提供了理论指导，具有重要的应用价值。

1 聚合物堵塞物的形成

依据建立的聚合物相对分子质量、质量浓度与不同渗透率油层的匹配关系（见表1），当采用相对分子质量2 500万以上超高分子聚合物，质量浓度1 000 mg/L注入时，油层的渗透率在0.300 μm2时能实现连续注入，而A区葡I组及葡II1-3平均有效渗透率为0.284 μm2，其中PI7单元平均有效渗透率为0.379 μm2，PI4 单元平均有效渗透率为 0.199 μm2，葡II3b单元平均有效渗透率为0.091 μm2，葡I7的有效渗透率是葡II3b的4.16倍，说明聚驱目的层在纵向上渗透率存在一定差异（见表1）。渗透率在0.300 μm2以下油层的比例为83.47%，渗透率在0.200 μm2以下油层的比例为15.13%，这样就形成了聚合物分子线团回旋半径与油层微观孔隙结构不匹配，会造成其在油层中的堵塞。葡I底与葡II顶的切割最为频繁，占钻遇井点的46.9%。葡II组与葡I组相比，夹层数量和所占井点比例都较高，说明葡II组各小层间的连通能力较弱。后期根据匹配关系，调整了聚合物相对分子质量和质量浓度，先后运用多种手段进行措施改造，均未能明显改善注入状况，说明在前期注入过程中，大量聚合物软胶团已经形成，堵塞在油层孔隙中。

表1 分子质量、质量浓度与渗透率匹配关系Table1 Matching graph of moleular weight,cocentration and permeability

2 聚合物堵塞物组分分析

对S220P56井井底附近取样，分析化验样品组分，利用旋转黏度计测定液体黏度，采用淀粉-碘化镉法测定返排物质量浓度，利用控温干燥法测定干重。按照相关检验标准检验，返排物除含大量水分外，还含有大量的软性胶结物，胶结物的形态为混浊状絮状，成分为聚合物，经测定质量分数为18.3%，聚合物质量浓度高达6 230 mg/L，黏度为356.5 mPa·s（见表 2），此外样品还含有少量原油、黏土及机械杂质。注入井不能实现连续注入的主要原因是这种高质量浓度的聚合物软胶团堵塞油层。聚合物分子线团回旋半径与油层的孔喉半径不匹配，造成聚合物分子在油层孔喉处的吸附量增加，随着注入压力增大，在油层高压状态下，聚合物分子间相互作用力增加，分子链间相互缠绕、叠加形成了这种高质量浓度、高黏度的聚合物软胶团，聚合物分子线团流动性能降低，堵塞油层，使注入井的注入能力大幅度下降，影响开发效果。

表2 井底返排物组成分析Table2 Analysis of sampling composition near the injection well bottom

3 聚合物堵塞物推进轨迹模拟

3.1 地质模型建立及堵塞物推进轨迹模拟方案设计

选取区块堵塞严重、间注周期较长的6口注入井，平均单井射开砂岩厚度15.2 m，有效厚度11.4 m，地层系数 3.928 μm2·m，渗透率 0.346 μm2。开采方式为五点法面积井网，注采井距250 m。地质方案设计单井日配注70 m3，日实际注入只有35 m3，注入压力14.3 MPa，月平均生产14 d。油藏流体参数见表3。

模拟效果关键取决于建模细节和模拟方法。模型细节取决于平面沉积微相模型和纵向上高分辨率层序地层框架下的沉积韵律变化。充分利用现有的钻井、测井、岩心分析、动态分析及沉积相研究成果等资料，采用Schlumberger公司的Petrel建模软件对该区实现三维构建，根据井组油层性质、沉积特征等地质参数，结合沉积相地质认识进行相控插值，建立相应属性三维地质模型。建立井组地质模型，注入井附近网格几何步长为5 m×5 m，采出井附近网格几何步长为30 m×30 m，x方向网格总数30个，y方向网格总数10个，网格基本是矩形均匀角点网格。垂向以测井解释资料的小层为主，区块开采6个沉积单元，因此纵向上将油层划分了6个小层（见图1）。

表3 油藏流体参数Table3 Reservoir fluid parameters

图1 YSD6451井组网格模型Fig.1 YSD6451 well group grid model

根据所建立的地质模型，利用ECLIPSE软件中的NWM模型，在注入井周围进行局部网格加密，模拟采用相对分子质量2 500万以上的超高分子聚合物溶液注入，模拟聚合物前沿的推进轨迹，根据聚合物质量浓度在油层中的分布情况，确定聚合物堵塞物在油层中的推进距离，模拟方案设计参数如表4所示。

表4 数值模拟参数设计Table4 The design parameters of numerical simulation

3.2 模拟堵塞物推进轨迹

分析数值模拟结果，当超高分子聚合物（相对分子质量2 500万）溶液注入油层以后，注入压力开始急剧上升，当聚合物溶液连续注入90 d以后，注入压力达到破裂压力，注入井出现间注，油层发生堵塞。随着聚合物溶液的持续注入，注入压力上升到一定值后，足以携带或推动聚合物堵塞物向油层深部推进[13-14]，堵塞物的推进距离与注入井的发育和油井的连通状况密切相关。

纵向上，聚合物堵塞物的推进距离与注入井本井的油层发育状况有关，由6个井组模拟实验数据分析可知（见表5），当井组注入速度是0.1 PV/a时，对于渗透率小于0.100 μm2或发育为尖灭的油层，聚合物堵塞物的推进距离是0 m，说明由于油层孔喉半径远小于聚合物分子线团回旋半径，在注入压力达到油层破裂压力的情况下，聚合物溶液并未进入油层，这类油层未发生动用。在相同的注入速度下，聚合物的堵塞主要发生在渗透率大于0.100 μm2的油层。在渗透率大于0.100 μm2而小于0.200 μm2时，油层孔喉半径与聚合物分子线团回旋半径尺寸接近，聚合物分子在窄小孔喉处受到挤压[15-16]，失去流动能力，过早的在井筒附近滞留，堵塞物推进距离不超过20 m。当渗透率大于0.200 μm2时，随着渗透率的增加，油层的孔喉半径增大，在孔喉处的聚合物滞留物可以在较高的注水压差下，向油层深部运移，使堵塞物的推进距离增加。6个井组中堵塞最严重的是PI7沉积单元，聚合物堵塞物推进距离达到20 m以上，这与PI7沉积单元的油层发育特点有关，该区块PI7沉积单元为高弯曲分流沉积，河道规模大，砂体厚度大且分布稳定，是PI组油层发育最好的层，因此聚合物在该层动用最好，堵塞最严重。在相同渗透率情况下，油层厚度越大，堵塞物推进距离越远，YS3D451井在PI2、PI3沉积单元渗透率分别为 0.171、0.168 μm2，堵塞物推进距离却相差2.8 m，主要是由于PI2沉积单元的有效厚度达到3.5 m，而PI3沉积单元的有效厚度只有0.9 m。因此，纵向上聚合物堵塞主要发生在注入井发育较好的油层，注入井油层发育越好，聚合物堵塞越严重，推进距离越远。

表5 聚合物堵塞物在油层中的推进距离Table5 The blockage flowing distant of ploymer blockage

平面上聚合物的质量浓度分布随着注入井距离增加，质量浓度逐渐变小，但聚合物推进前缘未到达油井，在靠近注入井附近形成堵塞。由于油藏非均质性的影响，聚合物的堵塞物推进轨迹并不是规则的圆形，推进的距离与油水井之间的连通关系有关，通常沿着主流线方向，聚合物堵塞物的推进距离较大，油水井连通最好的方向上，聚合物堵塞物的推进距离达到最远。图2为YS3D6451井组PI5+6和PI7沉积单元聚合物堵塞物推进轨迹模拟。由图2可知，该注入井连通3口采油井：Y3D6P51井、Y36P52井、Y36CZ51井。从各沉积单元聚合物质量浓度分布状况分析，在YS3D6451井与Y36CZ51井连线方向，聚合物堵塞物推进最远，在PI7沉积单元推进距离达到26.7 m，而YS3D6451井与Y36CZ51井在PI5+6和PI7沉积单元的连通状况也好于另外两口油井，因此平面上聚合物堵塞物的推进距离主要取决于油水井之间的连通关系。