王旭東，張健，康曉東，唐恩高，何春百，梁丹

（1.中海油研究總院技術研發(fā)中心，北京 100028；2.海洋石油高效開發(fā)國家重點實驗室，北京 100028）

稠油油藏水平井聚合物驅(qū)注入能力影響因素

王旭東1，2，張健1，2，康曉東1，2，唐恩高1，2，何春百1，2，梁丹1，2

（1.中海油研究總院技術研發(fā)中心，北京 100028；2.海洋石油高效開發(fā)國家重點實驗室，北京 100028）

針對水平井聚合物驅(qū)注入能力問題，通過數(shù)值模擬方法，利用單因素分析、正交試驗、極差分析、回歸分析等手段，得到了8個主要影響因素對水平井注聚吸水指數(shù)降幅的影響規(guī)律、影響程度次序以及計算水平井注聚吸水指數(shù)降幅的公式。以渤海A油田水平井注聚真實模型和國外某油田區(qū)塊水平注聚井4 a的礦場數(shù)據(jù)為依據(jù)，對該公式計算精度進行了檢驗，其相對誤差平均在10%以內(nèi)，基本滿足工程需要，可用于渤海稠油油藏水平注聚井注入能力的快速預測。

稠油油藏；水平井；聚合物驅(qū)；注入能力；影響因素

對于可流動稠油油藏，水平井聚合物驅(qū)可降低水驅(qū)指進現(xiàn)象，擴大波及面積并提高采收率。據(jù)公開資料顯示，在加拿大、中東阿曼等地區(qū)［1-3］，水平井聚驅(qū)已應用的油田地下原油黏度已達500～2 000 mPa·s［4-5］，成功拓展了聚驅(qū)黏度的上限，并取得良好的增油效果。但由于聚驅(qū)固有的特點，注聚后壓力上升、視吸水指數(shù)下降較為普遍，一定程度上限制了聚合物溶液的注入能力［6-9］。水平井聚驅(qū)同樣面臨此問題，由于聚合物溶液黏度較大，且在地層中吸附等原因，注入能力將不可避免地有所下降，其降幅將直接影響聚驅(qū)的效果［10］。

本文首先分析了影響水平井注聚能力的主要影響因素，并根據(jù)渤海油田實際情況界定了其研究范圍，在此基礎上建立了水平井聚驅(qū)注采模型，對影響注入能力的各主要因素進行了單因素分析。然后通過正交試驗方法對各影響因素進行了全面分析，得到了各因素對水平井注聚能力的影響程度次序。最后對相關結果進行回歸分析，得到了水平井注聚能力速算公式，并進行了驗證。

1 典型模型建立

對于稠油油藏水平井聚驅(qū)來說，影響其注入能力的因素很多，為了整體考慮并得出初步影響規(guī)律，經(jīng)初步篩選，選出了8個主要影響因素，分別為滲透率K，地層原油黏度μo，聚合物溶液質(zhì)量濃度Cp，注聚時含水率Fw，日注入量Q，水平段長度L，水平段排距D，注聚年限N。各因素的變化范圍見表1。

表1 影響水平井注聚能力的主要因素及其變化范圍

在考慮影響因素變化范圍的基礎上，對各因素取中值并用CMG軟件建立了典型模型。水平井一注一采模型［11］參數(shù)：X，Y方向均進行外擴，大小為水平段長和排距的一半，網(wǎng)格為18×18×3，網(wǎng)格大小為38.9 m×38.9 m×2.4 m（見圖1）。聚合物黏度、吸附及殘余阻力系數(shù)、相對滲透率等均借鑒渤海某聚驅(qū)油田數(shù)據(jù)。

該模型采用的其他參數(shù)為：地層靜壓12 MPa，溫度50℃，滲透率6 750×10-3μm2，原油黏度750 mPa·s，聚合物溶液質(zhì)量濃度1 625 mg/L（剪切后黏度-質(zhì)量濃度關系見圖2），含水率55%時注聚，注入量675 m3/d，水平段長315 m，排距315 m，注入年限4.5 a。

圖1 一注一采水平井網(wǎng)模型

圖2 聚合物溶液剪切后黏度-質(zhì)量濃度關系

2 注入能力單因素分析

2.1 注入能力描述方式

注入能力一般用吸水指數(shù)描述，為了更清楚地表達水平井注聚能力和降幅，此處以相同條件下水平井注水能力為基準，將水平井注聚時吸水指數(shù)均值（相對于同條件下注水時吸水指數(shù)均值）的降幅η作為研究對象［12-13］，即：吸水指數(shù)降幅η=（注水階段平均吸水指數(shù)-注聚階段平均吸水指數(shù)）/注水階段平均吸水指數(shù)。

2.2 各因素對水平井聚合物注入能力的影響

在典型模型的基礎上，分別研究了8個主要參數(shù)在單因素變化情況下，對水平井聚合物驅(qū)注入能力的影響。其影響規(guī)律見表2。

表2 各主要參數(shù)對水平井聚驅(qū)吸水指數(shù)降幅η的影響

3 正交試驗注入能力影響因素分析

為了全面研究各主要因素對水平井注聚能力的影響，根據(jù)正交試驗方法［14-15］，采用L64（89）正交表（不考慮各因素交互作用），按照表1中8個因素的數(shù)據(jù)對水平井聚驅(qū)注入能力進行了數(shù)值模擬研究。為了減少誤差，各因素均取8個等級（見表3）。

表3 8個因素8個等級的變化

鑒于L64（89）正交表較大，此處不再詳細給出64個設計方案。為了弄清楚各因素對水平井聚合物驅(qū)注入能力的影響大小，此處用極差分析法對L64（89）表所設計的64個方案結果進行分析（見表4）。其中：Zij表示第i列因素第j水平段對應的吸水指數(shù)降幅之和；Ri為第i列因素的極差，反映了第i列因素的各水平波動時試驗指標的變動幅度，Ri越大，說明該因素對吸水指數(shù)降幅影響越大。根據(jù)Ri大小可以判斷各因素對吸水指數(shù)降幅影響的主次順序。

由表4中各因素極差和歸一化影響因子可知，影響水平井聚驅(qū)注入能力降幅的主要因素仍然是地層原油黏度和聚合物注入質(zhì)量濃度。

表4 8因素8水平正交試驗結果分析

4 正交設計結果快速計算公式

4.1 快速計算公式的建立

根據(jù)水平井聚驅(qū)注入能力單因素分析結果及正交試驗結果，采用多元非線性回歸［10］，對正交試驗結果中的注聚吸水指數(shù)降幅進行回歸分析，可得到考慮多因素條件下的水平井聚驅(qū)吸水指數(shù)降幅η的計算公式：

4.2 計算公式與數(shù)值模擬法對比

渤海A油田位于渤海中部石臼坨凸起之上，屬于曲流河沉積，其主力生產(chǎn)層位于明化鎮(zhèn)組，每個含油砂體都具有獨立的壓力系統(tǒng)，具有“一砂一藏”的特點，是典型的海上河流相稠油油藏。其主要特點是埋深大（海拔-886.0～-1 398.0 m）、地下原油黏度高（342～533 mPa·s）、砂體分布零散（4個區(qū)塊，間距2 000～10 000 m）、砂體厚度?。?～15 m），對大部分砂體選擇水平井注采開發(fā)。因初步評估發(fā)現(xiàn)采收率過低，故對該油田5個砂體設計了8口水平注聚井，使內(nèi)部收益率順利達標，各井區(qū)相關參數(shù)見表5（η1，η2分別為數(shù)模和公式計算結果）。用回歸公式法和數(shù)值模擬法分別對8口水平井的注入能力降幅進行預測，結果顯示，大部分吸水指數(shù)降幅都在40%～80%，回歸公式法和數(shù)值模擬法的相對誤差平均為7%，效果良好，能滿足工程預測需要。

表5 A油田注聚井區(qū)域基本參數(shù)表

4.3 計算公式與現(xiàn)場實例對比

加拿大Pelican油田是世界首個采用水平井聚驅(qū)開發(fā)高黏稠油并取得成功的油田［1］。該油田油藏埋深300～450 m，儲層厚度1～9 m，孔隙度30%，滲透率均值1 750×10-3μm2，地層溫度17℃，地層原油黏度均值1 750 mPa·s。1980年投產(chǎn)后，先后采用直井、水平井進行水驅(qū)開發(fā)，2005年5月開始采用水平井注聚，先導試驗井示意見圖3。

圖3 Pelican油田2注3采先導試驗井

該水平井水平段長1 400 m，水平井間距175 m，注聚質(zhì)量濃度600 mg/L，聚合物溶液黏度約15 mPa·s，注聚時含水率20%。中心井2006年4月開始受效，產(chǎn)油量從1.4 m3/d上升到57.9 m3/d，并且另外2口邊井也分別于2006年4月和9月開始明顯受效。其左側注聚井2/15-34井注入壓力和注入量曲線見圖4。

圖4 先導試驗區(qū)塊2/15-34井注聚曲線

回歸公式計算其注聚4 a的平均吸水指數(shù)降幅為51.3%，礦場動態(tài)數(shù)據(jù)計算的為 54.4%，誤差僅為3.1%，公式應用效果依舊良好。

5 結論

1）通過數(shù)值實驗和單因素分析，指出了單因素變化對水平注聚井吸水指數(shù)降幅的影響規(guī)律。

2）通過正交試驗和極差分析，指出了各因素對水平井聚驅(qū)注入能力降幅影響程度的次序。

3）采用多元非線性回歸方法，得到了考慮多因素條件下的水平井聚驅(qū)吸水指數(shù)降幅速算公式，并用數(shù)值模擬方法和礦場實際數(shù)據(jù)對速算公式進行了對比，效果良好。

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（編輯 高學民）

Influence factors on horizontal well injectivity of polymer flooding in heavy oil reservoir

WANG Xudong1，2,ZHANG Jian1，2,KANG Xiaodong1，2,TANG Engao1，2,HE Chunbai1，2,LIANG Dan1，2
(1.Technology Research&Development Center,CNOOC Research Institute,Beijing 100028,China;2.State Key Lab of Offshore Oil Exploitation,Beijing 100028,China)

in order to solve the problem of horizontal well injectivity of polymer flooding,numerical simulation method is considered. Based on single factor analysis,orthogonal test,range analysis,and regression analysis,the influence rule of eight main influence factors on water absorption index decline of horizontal well injectivity of polymer flooding,the order of influence degree of the factors and a calculation formula of water absorption index decline of horizontal well injectivity are obtained.Finally the accuracy of this formula is checked through a real horizontal well polymer flooding reservoir model in Bohai Oilfield and four years of field injection data from a horizontal well polymer flooding oilfield in a foreign oilfield,which shows the average relative error is less than 10%and meets the need of engineering.This method also provides a fast prediction for horizontal well injectivity of polymer flooding.

heavy oil reservoir;horizontal well;polymer flooding;injectivity;influence factor

國家科技重大專項課題“海上稠油化學驅(qū)油技術”（2016ZX05025-003）；中海油綜合科研項目“稠油化學驅(qū)驅(qū)油機理與模擬技術研究”（CNOOC-KJGJZZZY 2015-03）

TE345

：A

10.6056/dkyqt201701020

2016-06-28；改回日期：2016-10-17。

王旭東，男，1986年生，工程師，碩士，2012年畢業(yè)于中國石油大學（北京）油氣田開發(fā)工程專業(yè)，現(xiàn)從事化學驅(qū)提高采收率研究工作。E-mail：wangxd9@cnooc.com.cn。

王旭東，張健，康曉東，等.稠油油藏水平井聚合物驅(qū)注入能力影響因素［J］.斷塊油氣田，2017，24（1）：87-90.

WANG Xudong，ZHANG Jian，KANG Xiaodong，et al.Influence factors on horizontal well injectivity of polymer flooding in heavy oil reservoir［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2017，24（1）：87-90.