屈亞光，劉德華，孫 敬

1長(zhǎng)江大學(xué)石油工程學(xué)院，湖北 武漢

2油氣鉆采工程湖北省重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室(長(zhǎng)江大學(xué))，湖北 武漢

1. 引言

一般情況下，陸相沉積環(huán)境中形成油藏的儲(chǔ)層非均質(zhì)性較強(qiáng)，儲(chǔ)層的強(qiáng)非均質(zhì)性必然會(huì)對(duì)油田的開發(fā)效果造成較大的影響[1] [2]。此前已經(jīng)研究了油藏儲(chǔ)層砂體的滲透率、厚度等平面非均質(zhì)性對(duì)水驅(qū)以及稠油油藏蒸汽驅(qū)等開發(fā)效果的影響[3] [4]，聚合物驅(qū)是指向注入地層的水中添加水溶性高分子聚合物，通過(guò)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]。近年來(lái)，海上油田也開展了聚合物驅(qū)相關(guān)研究工作，并在渤海部分油田實(shí)施，也已經(jīng)取得較好的效果[6] [7]。基于目標(biāo)油田前期細(xì)致的地質(zhì)研究工作得出，儲(chǔ)層砂體的厚度、幾何形態(tài)和滲透率等參數(shù)等在平面上表現(xiàn)出較強(qiáng)的非均質(zhì)性，通過(guò)生產(chǎn)數(shù)據(jù)分析發(fā)現(xiàn)在非均質(zhì)條件下不同注采方式間的聚合物驅(qū)效果存在一定的差異，為了進(jìn)一步提高該海上油田聚合物驅(qū)的開發(fā)效果，筆者探討了三類平面非均質(zhì)性對(duì)聚合物驅(qū)不同注采方式的開發(fā)指標(biāo)的影響，為該海上油田的下一步開發(fā)調(diào)整提供了理論指導(dǎo)。

2. 平面非均質(zhì)性概念模型建立

該海上油田儲(chǔ)層孔隙度大、滲透率高，儲(chǔ)層平面及縱向非均質(zhì)性強(qiáng)。油藏為三角洲前緣沉積體系，通過(guò)對(duì)單井測(cè)井解釋結(jié)果分析，可看出不同沉積微相中儲(chǔ)層物性差別較大?；趯?duì)目標(biāo)油田地質(zhì)特征的深入解剖，該油田儲(chǔ)層平面非均質(zhì)性主要表現(xiàn)為油藏儲(chǔ)層砂體的滲透率、厚度及幾何形態(tài)的平面非均勻分布。由于實(shí)際油藏砂體的平面非均質(zhì)性分布規(guī)律十分復(fù)雜，不便于研究，因此依據(jù)油藏沉積微相的接觸關(guān)系對(duì)其進(jìn)行理論簡(jiǎn)化處理，設(shè)計(jì)了滲透率、厚度和幾何形態(tài)的三類油藏儲(chǔ)層砂體平面非均質(zhì)性概念模型，如圖1所示。圖1(a)表征滲透率平面非均質(zhì)性概念模型，模型中兩個(gè)灰、白四邊形表示分布在不同沉積微相中的砂體，兩個(gè)砂體的厚度和面積是相同的，滲透率大小是不同的，如砂體間的滲透率差異越大，表明油藏單元砂體具有更強(qiáng)的平面滲透率非均質(zhì)性。圖 1(b)表征砂體幾何形態(tài)平面非均質(zhì)性概念模型，模型中兩個(gè)灰、白四邊形代表分布在不同沉積微相中的砂體，兩個(gè)砂體的厚度和滲透率是相同的，砂體的寬度是不同的，如砂體寬度差異越大，表明油藏單元砂體具有更強(qiáng)的幾何形態(tài)平面非均質(zhì)性；圖1(c)表征砂體厚度平面非均質(zhì)性概念模型，模型中兩個(gè)灰、白四邊形代表分布在不同沉積微相中的砂體，兩個(gè)砂體的滲透率和面積是相同的，砂體的厚度是不同的，如砂體厚度差異越大，表明油藏單元砂體具有更強(qiáng)的厚度平面非均質(zhì)性?；谝陨戏椒?，建立了表征三類油藏平面非均質(zhì)性的概念模型。

Figure 1. The conceptual model of three types of plane heterogeneities圖1. 三類平面非均質(zhì)性概念模型

3. 聚合物驅(qū)開發(fā)效果單因素敏感性分析

3.1. 油藏?cái)?shù)值模擬模型建立

首先，根據(jù)前文設(shè)計(jì)的滲透率平面非均質(zhì)性概念模型建立相應(yīng)的油藏單元地質(zhì)模型，假設(shè)兩個(gè)砂體沉積微相分別是水下分流河道與水下分流河道間灣，建立理想化的油藏單元模型，假定兩個(gè)砂體的滲透率不同，而在模型建立過(guò)程中保證油藏單元中兩個(gè)砂體的厚度和面積是相同的?；诮⒌牡刭|(zhì)模型，可設(shè)計(jì)兩個(gè)不同注采方式的油藏方案，方案1是生產(chǎn)井的位置設(shè)置在水下分流河道間灣微相所形成的砂體右端中部，聚合物注入井的位置設(shè)置在水下分流河道微相所形成的砂體左端中部，由于水下分流河道微相環(huán)境中形成的儲(chǔ)層砂體的滲透率一般要高于水下分流河道間灣微相環(huán)境中儲(chǔ)層砂體，油藏方案簡(jiǎn)稱為“低采高注”；方案2是生產(chǎn)井和聚合物注入井的設(shè)置位置互相調(diào)換，油藏方案簡(jiǎn)稱為“低注高采”，如圖 2(a)所示。該次研究共設(shè)計(jì)了 3種情況，左右 2個(gè)砂體的滲透分別為 2500～1500、1500～500、2500～1500 mD，通過(guò)計(jì)算可得出油藏單元左右2個(gè)砂體的滲透率級(jí)差分別為5、3和1.67?；谝陨显O(shè)計(jì)油藏方案的方法，對(duì)于同一個(gè)滲透率級(jí)差條件下的油藏單元地質(zhì)模型都可提出“低采高注”和“低注高采”2個(gè)對(duì)比油藏方案。基于給定的注采工作制度，可設(shè)計(jì)出6個(gè)滲透率平面非均質(zhì)油藏?cái)?shù)值模擬模型。

Figure 2. The sketch of injection-production well pattern of three types of plane heterogeneities圖2. 三類平面非均質(zhì)性注采井網(wǎng)示意圖

其次，根據(jù)前文設(shè)計(jì)的厚度平面非均質(zhì)性概念模型建立厚度平面非均質(zhì)油藏單元地質(zhì)模型，其建立方法與滲透率平面非均質(zhì)性地質(zhì)模型設(shè)計(jì)方法類似。油藏單元中2個(gè)砂體形成于不同的沉積微相環(huán)境，假定左右2個(gè)砂體的有效厚度是有差異的，但要保證油藏單元所建立的模型中2個(gè)砂體的滲透率和面積是相同的。同理也可設(shè)計(jì)2個(gè)不同注采方式的油藏方案，方案1是生產(chǎn)井的位置設(shè)置在薄的沉積微相形成的砂體右端的中部，聚合物注入井的位置設(shè)置在相對(duì)厚的沉積微相形成的砂體左端中部，油藏方案簡(jiǎn)稱為“薄采厚注”；方案2是生產(chǎn)井和聚合物注入井的設(shè)置位置互相調(diào)換，油藏方案簡(jiǎn)稱為“薄注厚采”，如圖2(b)所示。在建立油藏單元地質(zhì)模型的過(guò)程中，該次研究共設(shè)計(jì)了3種情況，左右2個(gè)砂體的厚度分別為10～2、6～2、10～6 m，油藏單元砂體的厚度級(jí)差分別為5、3和1.67?；谏鲜鲈O(shè)計(jì)油藏方案的方法，相同厚度級(jí)差條件下的油藏單元地質(zhì)模型都可設(shè)計(jì)出“薄采厚注”和“厚注薄采”2個(gè)對(duì)比油藏方案?；诮o定的注采工作制度，可設(shè)計(jì)出6個(gè)厚度平面非均質(zhì)油藏?cái)?shù)值模擬模型。

最后，按照類似的設(shè)計(jì)方法建立砂體幾何形態(tài)平面非均質(zhì)油藏單元地質(zhì)模型，首先保證油藏單元地質(zhì)模型中左右2個(gè)砂體的滲透率和厚度相同，然后通過(guò)調(diào)整模型中左右2個(gè)砂體的寬度來(lái)表征不同程度的幾何形態(tài)平面非均質(zhì)性。對(duì)于相同寬度級(jí)差的油藏單元地質(zhì)模型可設(shè)計(jì)2種注采方案。方案1是生產(chǎn)井設(shè)置在窄的沉積微相形成的砂體右端的中部，聚合物注入井的位置設(shè)置在相對(duì)寬的沉積微相形成的砂體左端的中部，油藏方案簡(jiǎn)稱為“窄采寬注”；方案 2是生產(chǎn)井和聚合物注入井設(shè)置位置互相調(diào)換，油藏方案簡(jiǎn)稱為“寬采窄注”。依照相同的設(shè)計(jì)方法，油藏單元地質(zhì)模型中左右 2個(gè)砂體的寬度級(jí)差分別設(shè)置為5、3和1.67?；诮o定的注采工作制度下，可設(shè)計(jì)出6個(gè)幾何形態(tài)平面非均質(zhì)油藏?cái)?shù)值模擬模型。

基于以上分析可知，在單因素分析過(guò)程中，共建立了9個(gè)表征三類平面非均質(zhì)油藏單元的地質(zhì)模型及9組對(duì)比注采方案的18個(gè)油藏?cái)?shù)值模擬模型。所建立的油藏?cái)?shù)值模擬模型的流體參數(shù)、巖石參數(shù)和高壓物性參數(shù)均取自于目標(biāo)油藏，數(shù)值模擬器采用商業(yè)軟件Ecl-POLYMER模塊進(jìn)行計(jì)算。

3.2. 數(shù)值模擬結(jié)果與敏感性分析

為了保證注采方案具有較好的對(duì)比性，所有方案的油藏?cái)?shù)值模擬模型在計(jì)算過(guò)程中的邊界條件都采用相同的生產(chǎn)控制條件，都設(shè)置為定注入井和生產(chǎn)井井底壓力，即保證所有油藏?cái)?shù)值模擬方案具有相同的生產(chǎn)壓差，聚合物注入井井底注入壓力和生產(chǎn)井井底流壓分別設(shè)置為25、20 MPa。通過(guò)對(duì)以上方案進(jìn)行數(shù)值模擬計(jì)算，可得到三類非均質(zhì)性不同級(jí)差條件下不同注采方式的生產(chǎn)指標(biāo)，如表1所示。

Table 1. The cumulative oil production of different flooding patterns under different grading conditions表1. 不同級(jí)差條件下不同注采方式的累計(jì)產(chǎn)油量

首先，對(duì)于同一個(gè)滲透率平面非均質(zhì)性油藏單元在相同的注采壓差條件下，兩種聚合物驅(qū)注采方式中都是“低注高采”的累計(jì)產(chǎn)油量要高于“低采高注”，在3個(gè)滲透率級(jí)差條件下，均表現(xiàn)出相同的規(guī)律。如當(dāng)油藏單元中左右兩個(gè)砂體的滲透率級(jí)差為5時(shí)，“低注高采”油藏方案10a后累計(jì)產(chǎn)油量為6.07 × 104m3，而“低采高注”油藏方案生產(chǎn)10a后累計(jì)產(chǎn)油量為3.86 × 104m3，2個(gè)方案的累計(jì)產(chǎn)油量差值為2.21 × 104m3。其次，對(duì)于厚度平面非均質(zhì)，同一個(gè)非均質(zhì)地質(zhì)油藏單元在相同的注采壓差條件下，3個(gè)厚度級(jí)差條件下2種聚合物驅(qū)注采方式中都是“薄注厚采”方案10a后累計(jì)產(chǎn)油量要高于“薄采厚注”方案。最后，對(duì)于同一個(gè)砂體幾何形態(tài)平面非均質(zhì)性油藏單元在相同的注采壓差條件下，3個(gè)寬度級(jí)差條件下2種聚合物驅(qū)注采方式中都是“窄注寬采”方案10a后累計(jì)產(chǎn)油量要高于“窄采寬注”方案。

通過(guò)深入分析，以上不同注采方式數(shù)值模擬計(jì)算結(jié)果存在差異的主要原因是與地層能量在儲(chǔ)層中的傳導(dǎo)有關(guān)。以厚度平面非均質(zhì)性為例對(duì)數(shù)值模擬計(jì)算結(jié)果進(jìn)一步解釋說(shuō)明，在“薄采厚注”條件下，聚合物溶液在砂體厚的區(qū)域滲流空間較大，地層能量傳導(dǎo)好，但當(dāng)能量傳導(dǎo)到砂體變薄的位置時(shí)，滲流空間突然變小，地層能量不能及時(shí)向生產(chǎn)井方向傳導(dǎo)，使得注入井附近儲(chǔ)層砂體地層壓力逐漸升高，生產(chǎn)井附近儲(chǔ)層砂體能量補(bǔ)充不及時(shí)壓力偏低，儲(chǔ)層砂體泄油不好，從而會(huì)影響生產(chǎn)井的產(chǎn)能。當(dāng)油藏單元在“薄注厚采”的注采條件下，注入流體能夠較好地滲流，壓力波在儲(chǔ)層砂體中傳導(dǎo)較好，油藏單元能量能夠及時(shí)補(bǔ)充，生產(chǎn)井井底附近區(qū)域砂體地層壓力較高，使得生產(chǎn)井能夠保持較高的產(chǎn)能?；谝陨戏治?，可以得出針對(duì)同一個(gè)存在厚度平面非均質(zhì)的油藏單元，應(yīng)用“薄注厚采” 聚合物驅(qū)注采方式的開發(fā)效果優(yōu)于“薄采厚注”。同理可知，對(duì)于儲(chǔ)層砂體存在滲透率平面非均質(zhì)和幾何形態(tài)平面非均質(zhì)的油藏單元，其對(duì)聚合物注采方式開發(fā)效果的影響機(jī)制與油藏單元砂體厚度平面非均質(zhì)性相同。

通過(guò)以上研究，得到了滲透率、厚度、幾何形態(tài)平面非均質(zhì)條件下最優(yōu)的注采方式?；谝陨险J(rèn)識(shí)，為了理清油藏單元中三類平面非均質(zhì)性影響聚合物驅(qū)注采方式開發(fā)指標(biāo)的程度，在已構(gòu)建的油藏單元數(shù)值模擬模型的基礎(chǔ)上，增加了三類平面非均質(zhì)級(jí)差分別為2、4和6共9個(gè)油藏地質(zhì)模型；同理，針對(duì)同一個(gè)油藏單元地質(zhì)模型可設(shè)計(jì)2個(gè)不同的聚合物驅(qū)油藏注采方案，共設(shè)計(jì)了18個(gè)方案，基于油藏?cái)?shù)值模擬計(jì)算可得到各個(gè)方案的開發(fā)指標(biāo)。通過(guò)分析不同驅(qū)替方式時(shí)的累計(jì)產(chǎn)油量差值與累計(jì)產(chǎn)油量高值的比值來(lái)衡量不同非均質(zhì)性條件下對(duì)聚合物驅(qū)開發(fā)效果的影響程度，可以得到油藏單元中滲透率、厚度、幾何形態(tài)非均質(zhì)性在不同級(jí)差條件下的變化系數(shù)，如圖3所示。

可看出在以上設(shè)定的6種相同的非均質(zhì)級(jí)差條件下，油藏單元砂體在厚度平面非均質(zhì)條件下得到的累計(jì)產(chǎn)油量差值與累計(jì)產(chǎn)油量高值的比值最大，油藏單元砂體在幾何形態(tài)平面非均質(zhì)條件下得到的累計(jì)產(chǎn)油量差值與累計(jì)產(chǎn)油量高值的比值最小。根據(jù)油藏砂體三類平面非均質(zhì)在不同級(jí)差條件下的變化系數(shù)曲線，可看出對(duì)聚合物驅(qū)注采方式開發(fā)指標(biāo)影響程度最大的是油藏單元砂體厚度平面非均質(zhì)性，其次是油藏單元砂體滲透率平面非均質(zhì)性，影響程度最小的是油藏單元砂體幾何形態(tài)平面非均質(zhì)性。同時(shí)根據(jù)三類非均質(zhì)曲線的形態(tài)可看出，對(duì)于厚度和滲透率非均質(zhì)性，級(jí)差在較小的程度變化時(shí)，2種不同驅(qū)替方式的累計(jì)產(chǎn)油量差值與累計(jì)產(chǎn)油量高值的比值變化較劇烈，影響程度較明顯，當(dāng)級(jí)差大于5之后，變化系數(shù)增加的幅度減小。

Figure 3. The variation coefficient of permeability, thickness and geometry form of reservoir unit under different grading conditions圖3. 油藏單元中滲透率、厚度、幾何形態(tài)非均質(zhì)性在不同級(jí)差條件下的變化系數(shù)

4. 聚合物驅(qū)開發(fā)效果正交試驗(yàn)分析

4.1. 油藏?cái)?shù)值模擬模型建立

為了深入分析，考慮在多因素條件下進(jìn)一步研究砂體三類平面非均質(zhì)性對(duì)油藏單元聚合物驅(qū)不同注采方式開發(fā)指標(biāo)的影響。仍以前面建立的非均質(zhì)概念模型為基礎(chǔ)，通過(guò)采用正交試驗(yàn)設(shè)計(jì)方法，以左右2個(gè)砂體的滲透率、厚度和寬度級(jí)差作為正交分析的3個(gè)因素，3個(gè)平面非均質(zhì)性因素中均設(shè)計(jì)了3個(gè)水平，級(jí)差均為1.67、3和5，如表2所示。如對(duì)于油藏單元砂體滲透率平面非均質(zhì)級(jí)差因素，共設(shè)計(jì)了3個(gè)水平，水平1表示油藏地質(zhì)單元中左右2個(gè)砂體的滲透率級(jí)差為1.67，水平2表示油藏地質(zhì)單元中左右2個(gè)砂體的滲透率級(jí)差為3，水平3表示油藏地質(zhì)單元中左右2個(gè)砂體的滲透率級(jí)差為5。同理，油藏單元砂體厚度和幾何形態(tài)平面非均質(zhì)性正交設(shè)計(jì)水平按照同樣的方法設(shè)計(jì)。在聚合物驅(qū)影響因素研究過(guò)程中，正交試驗(yàn)設(shè)計(jì)確定了3個(gè)影響因素，每個(gè)因素中設(shè)計(jì)了3個(gè)水平，因此利用正交設(shè)計(jì)表L9(33)來(lái)設(shè)計(jì)油藏地質(zhì)單元的平面非均質(zhì)參數(shù)。

Table 2. Factors and its levels of orthogonal test design表2. 正交試驗(yàn)設(shè)計(jì)因素和水平

基于以上正交試驗(yàn)設(shè)計(jì)方法得到的油藏單元地質(zhì)模型的設(shè)置方案，按照油藏單元砂體的寬度級(jí)差、滲透率級(jí)差和厚度級(jí)差的數(shù)值建立相應(yīng)的地質(zhì)模型，共建立了9個(gè)不同平面非均質(zhì)條件下的油藏單元地質(zhì)模型，如圖4所示。以圖4為例闡述正交試驗(yàn)設(shè)計(jì)地質(zhì)模型參數(shù)的設(shè)定方法，示意圖中將油藏單元分為2個(gè)不同沉積微相中砂體，地質(zhì)模型中左右2個(gè)砂體的長(zhǎng)度設(shè)置成相同的，油藏單元中左右2個(gè)砂體的寬度級(jí)差為1.67，滲透率級(jí)差為3，厚度級(jí)差為3。其他油藏單元地質(zhì)模型的2個(gè)砂體非均質(zhì)級(jí)差參數(shù)可根據(jù)正交表得出。針對(duì)同一個(gè)油藏單元地質(zhì)模型均可設(shè)計(jì)一組不同的聚合物驅(qū)注采方式的對(duì)比油藏方案，如圖4所示，共可建立9組18個(gè)油藏?cái)?shù)值模擬方案，模型中的流體、巖石高壓物性、聚合物等參數(shù)與上一小節(jié)中保持一致。為了保證注采方案具有較好的對(duì)比性，所有方案的油藏?cái)?shù)值模擬模型在計(jì)算過(guò)程中的邊界條件都采用相同的生產(chǎn)控制條件，都設(shè)置為定注入井和生產(chǎn)井井底壓力，即保證所有油藏?cái)?shù)值模擬方案具有相同的生產(chǎn)壓差，聚合物注入井井底注入壓力和生產(chǎn)井井底流壓分別設(shè)置為25、20MPa。采用商業(yè)軟件Ecl-POLYMER數(shù)值模擬器進(jìn)行計(jì)算。

Figure 4. The sketch of injection-production well pattern of orthogonal test design圖4. 正交設(shè)計(jì)非均質(zhì)油藏對(duì)比方案示意圖

4.2. 試驗(yàn)方案結(jié)果與分析

基于油藏?cái)?shù)值模擬方法進(jìn)行模擬計(jì)算，可得到以上正交設(shè)計(jì)的18個(gè)油藏方案的生產(chǎn)指標(biāo)，以計(jì)算出的9個(gè)油藏單元在2種不同注采方式間的累計(jì)產(chǎn)油量差值作為正交分析的對(duì)象。為了科學(xué)分析，首先對(duì)9組對(duì)比方案的累計(jì)產(chǎn)油量產(chǎn)值進(jìn)行歸一化處理，如圖5所示。

Figure 5. The results of cumulative oil production and normalization of each scheme圖5. 各方案累計(jì)產(chǎn)油量及歸一化處理結(jié)果

然后通過(guò)直觀分析法對(duì)累計(jì)產(chǎn)油量歸一化結(jié)果進(jìn)行正交分析，其正交分析結(jié)果見(jiàn)表 3。正交設(shè)計(jì)直觀分析方法的原理是根據(jù)每個(gè)因素得到的極差R的大小來(lái)判斷各研究因素對(duì)正交設(shè)計(jì)試驗(yàn)指標(biāo)的影響。在本次研究過(guò)程中，通過(guò)比較3個(gè)平面非均質(zhì)性條件下計(jì)算得到的極差R，可看出油藏單元左右2個(gè)砂體厚度級(jí)差因素(C)計(jì)算得到的極差值最大，為0.57，砂體寬度(A)計(jì)算得到的極差值最小，為0.1，由此可得到3個(gè)因素影響程度的主次順序：C＞B＞A。對(duì)聚合物驅(qū)注采方式開發(fā)指標(biāo)影響程度最大的是油藏單元砂體厚度平面非均質(zhì)性，其次是油藏單元砂體滲透率平面非均質(zhì)性，影響程度最小的是油藏單元砂體幾何形態(tài)平面非均質(zhì)性。

Table 3. Result of intuitive analysis of orthogonal designing method表3. 正交設(shè)計(jì)直觀分析法結(jié)果

5. 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

根據(jù)海上某油田砂體平面非均質(zhì)特征建立了三類平面非均質(zhì)性概念模型，基于該模型建立了18個(gè)表征油藏平面非均質(zhì)性的油藏單元地質(zhì)模型，針對(duì)同一個(gè)油藏單元地質(zhì)模型設(shè)計(jì)了2個(gè)不同的聚合物驅(qū)注采方式，根據(jù)研究得出了油藏砂體滲透率、厚度、幾何形態(tài)平面非均質(zhì)條件下最優(yōu)的注采方式；然后基于單因素和正交設(shè)計(jì)的多因素分析方法，采用油藏?cái)?shù)值模擬技術(shù)，建立了18個(gè)單因素分析和18個(gè)三因素三水平的正交設(shè)計(jì)分析數(shù)值模擬模型，以同一個(gè)平面非均質(zhì)油藏地質(zhì)單元中2個(gè)不同聚合物驅(qū)注采方案間的累計(jì)產(chǎn)油量差值作為影響程度研究的評(píng)價(jià)指標(biāo)，通過(guò)單因素敏感性分析和正交設(shè)計(jì)直觀分析方法均可得出，對(duì)聚合物驅(qū)注采方式開發(fā)指標(biāo)影響程度最大的是油藏單元砂體厚度平面非均質(zhì)性，其次是油藏單元砂體滲透率平面非均質(zhì)性，影響程度最小的是油藏單元砂體幾何形態(tài)平面非均質(zhì)性。

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