劉 東，胡廷惠，潘廣明，李 浩，吳金濤

(中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300459)

0 引 言

目前，稠油油藏提高水驅(qū)采收率的主要途徑為化學(xué)驅(qū)[1-6]、熱力采油[7-17]和微生物采油[18]。作為化學(xué)驅(qū)的一種，注弱凝膠調(diào)驅(qū)主要有2個作用[19-20]：一是封堵高滲層擴(kuò)大波及體積；二是改善驅(qū)替流度比。注弱凝膠調(diào)驅(qū)具有聚合物堵水和調(diào)節(jié)油層內(nèi)部流體流度2種功能，成為海上稠油油藏提高原油采收率的有效手段[21-22]。篩選合適的地質(zhì)油藏條件、優(yōu)化弱凝膠注采參數(shù)是弱凝膠調(diào)驅(qū)方案研究的主要內(nèi)容。然而，影響調(diào)驅(qū)效果的因素眾多，主要包括油藏條件、調(diào)驅(qū)時機(jī)、調(diào)驅(qū)參數(shù)等[23]，這些因素交互影響，傳統(tǒng)的單因素分析方法難以分析因素間的交互作用及對采出程度及其增加幅度造成的影響，且難定量預(yù)測和評價不同礦場條件的調(diào)驅(qū)效果。

通過建立數(shù)模井組模型，運(yùn)用正交實(shí)驗(yàn)法對影響弱凝膠調(diào)驅(qū)效果參數(shù)進(jìn)行了多因素交互分析，確定了影響采出程度增加幅度的主控因素及其排序，并得到了注弱凝膠采出程度及其增加幅度的多因素預(yù)測模型。

1 問題的提出

渤海N稠油油藏為河流相沉積，具有非均質(zhì)性強(qiáng)、平面地層原油黏度差異大等特點(diǎn)，在注水開發(fā)的過程中，優(yōu)選不同黏度范圍的N20M、N17和N06等3個井組分別進(jìn)行弱凝膠調(diào)驅(qū)礦場試驗(yàn)。3個井組取得了不同的調(diào)驅(qū)效果，正確分析影響調(diào)驅(qū)效果的主控因素成為下一步調(diào)驅(qū)決策的關(guān)鍵。

2 主控因素研究

2.1 典型調(diào)驅(qū)井組數(shù)模機(jī)理模型的建立

選用CMG軟件的STARS模擬器，數(shù)模模型中I方向和J方向的網(wǎng)格步長均為25 m，K方向步長為3 m。I方向和J方向劃分網(wǎng)格數(shù)為21，K方向劃分網(wǎng)格數(shù)為14，其中模擬2套隔層，模擬網(wǎng)格共計(jì)21×21×14=6174個?？v向上由3套油層組成：自上而下第1～4層模擬上部油層，第5層模擬隔層，第6～9層模擬中間油層，第10層模擬隔層，第11～14層模擬下部油層。5口定向井位于邊部中心處，3套油層全部射孔(圖1)。

在正交數(shù)值實(shí)驗(yàn)中，油井采用三級控制條件模擬：第一控制條件為定液生產(chǎn)，第二控制條件為定壓差生產(chǎn)，第三控制條件為定井底流壓生產(chǎn)。實(shí)驗(yàn)共進(jìn)行50組，第1組25個方案為對照組，投產(chǎn)初期全部注水開發(fā)；第2組25個方案為實(shí)驗(yàn)組，根據(jù)正交實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)投產(chǎn)初期以注水方式開發(fā)，中間以弱凝膠調(diào)驅(qū)方式開發(fā)，弱凝膠注入設(shè)計(jì)孔隙倍數(shù)后以注水方式開發(fā)。

2.2 正交數(shù)值實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)

正交數(shù)值實(shí)驗(yàn)以典型的具有代表性的有限方案，來反映大量方案中所包含的內(nèi)在的本質(zhì)規(guī)律和矛盾主次[24-25]。以渤海N稠油油藏的典型地質(zhì)油藏參數(shù)和注入?yún)?shù)為基礎(chǔ)，結(jié)合國內(nèi)外注采參數(shù)研究狀況以及現(xiàn)場實(shí)際經(jīng)驗(yàn)[26]，選擇地層原油黏度、調(diào)驅(qū)時含水率、弱凝膠注入孔隙倍數(shù)、注入流體黏度、地層滲透率、滲透率極差等6個參數(shù)的5個水平值進(jìn)行研究(表1)。

圖1 調(diào)驅(qū)井組數(shù)模模型示意圖

2.3 主控因素顯著性分析

利用方差分析法對表1的正交數(shù)值實(shí)驗(yàn)結(jié)果進(jìn)行研究(表2)。由表2可知，地層原油黏度、地層滲透率、注入流體黏度、弱凝膠注入孔隙倍數(shù)對采出程度增量的影響較為顯著。

3 采出程度及其增量預(yù)測模型研究

以上述井組機(jī)理模型為基礎(chǔ)，基礎(chǔ)方案如下：地層原油黏度為50 mPa·s，含水率達(dá)到75%時注弱凝膠調(diào)驅(qū)，弱凝膠注入孔隙倍數(shù)為0.3，注入流體黏度為45 mPa·s，滲透率極差為3，地層滲透率為3 000×10-3μm2，研究地層滲透率(500×10-3～4 000×10-3μm2)、地層原油黏度(1～800 mPa·s)、注入流體黏度(1～60 mPa·s)、弱凝膠注入孔隙體積倍數(shù)(0.000 1～0.600 0)等4個主控因素的影響規(guī)律。

表1 正交數(shù)值實(shí)驗(yàn)方案及模擬計(jì)算結(jié)果

表2 方差分析

3.1 一元非線性擬合

分別以弱凝膠調(diào)驅(qū)采出程度、在水驅(qū)基礎(chǔ)上弱凝膠采出程度增加值為目標(biāo)函數(shù)，回歸4個顯著性參數(shù)對目標(biāo)函數(shù)的關(guān)系式(表3)，繪制的擬合曲線如圖2所示。

表3 一元非線性回歸結(jié)果

圖2 4個顯著因素對弱凝膠調(diào)驅(qū)采出程度以及采出程度增加幅度的影響

(1) 地層滲透率。由圖2a可知，注弱凝膠采出程度、注水開發(fā)采出程度、弱凝膠采出程度增加幅度與地層滲透率的對數(shù)均呈線性遞增關(guān)系，滲透率越高，其值越大。

(2) 地層原油黏度。由圖2b可知，水驅(qū)采出程度與地層原油黏度呈指數(shù)遞減關(guān)系，地層原油黏度越大，水驅(qū)油流度比越大，采出程度越低。弱凝膠采出程度與地層原油黏度呈二項(xiàng)式關(guān)系，地層原油黏度越大，采出程度越低。隨著地層原油黏度的增大，弱凝膠提高水驅(qū)采出程度的幅度逐漸降低。當(dāng)?shù)貙釉宛ざ葹?00 mPa·s時，弱凝膠調(diào)驅(qū)和水驅(qū)的采出程度基本一致，表明弱凝膠調(diào)驅(qū)難以取得滿意效果。

(3) 弱凝膠注入孔隙倍數(shù)。由圖2c可知，水驅(qū)采出程度為基礎(chǔ)模型的采出程度，在弱凝膠注入孔隙倍數(shù)為0.000 1～0.600 0時，弱凝膠采出程度與弱凝膠注入孔隙倍數(shù)呈現(xiàn)二項(xiàng)式關(guān)系，說明注入弱凝膠越多，提高采出程度的幅度也越大。在礦場實(shí)際生產(chǎn)中，根據(jù)調(diào)驅(qū)目的決定具體用量，以驅(qū)油為主的調(diào)驅(qū)試驗(yàn)，單井注入平均孔隙倍數(shù)為0.005 0，作為一種長期驅(qū)替方式，國外油田平均單井注入量為孔隙體積的0.116 0倍[7]。

(4) 注入流體黏度。由圖2d可知，隨著弱凝膠注入黏度的增加，弱凝膠采出程度、采出程度的增加幅度均增加。稠油油藏水驅(qū)油流度比大于1，隨著流度比的增加，注入流體突破時波及面積減少；弱凝膠調(diào)驅(qū)不僅可以降低驅(qū)油過程中的流度比，還可以降低水相相對滲透率，封堵大孔道，從而提高波及效率。

3.2 多元非線性擬合

通過多元非線性回歸[27]，可以分析得到弱凝膠調(diào)驅(qū)采出程度及其增加幅度關(guān)于顯著性影響參數(shù)的多項(xiàng)式表達(dá)式，進(jìn)而從這4個參數(shù)的任意值計(jì)算出相應(yīng)的弱凝膠調(diào)驅(qū)采出程度及其增加幅度。

(1) 弱凝膠調(diào)驅(qū)采出程度。以表3為基礎(chǔ)，根據(jù)多元非線性回歸思路，整理可得弱凝膠調(diào)驅(qū)采出程度為：

(1)

式中：EORgel為注弱凝膠采出程度，%；μo為地層原油黏度，mPa·s；PV為弱凝膠注入孔隙體積倍數(shù)；K為地層滲透率，10-3μm2；μgel為注入流體黏度，mPa·s。

(2) 弱凝膠調(diào)驅(qū)采出程度增加幅度。以表3為基礎(chǔ)，根據(jù)多元非線性回歸思路，整理可得弱凝膠調(diào)驅(qū)采出程度增加幅度為：

(2)

式中：EORgel-water為弱凝膠在水驅(qū)基礎(chǔ)上的采出程度增加幅度，%。

式(1)和式(2)是基于模型運(yùn)算結(jié)果回歸得到，因此具有最佳適用范圍：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)回歸模型計(jì)算值和數(shù)值模擬計(jì)算值進(jìn)行對比(圖3)，可見二者的計(jì)算結(jié)果基本一致，可以用于現(xiàn)場預(yù)測。

4 礦場應(yīng)用

渤海N稠油油藏，在注水開發(fā)的過程中優(yōu)選南區(qū)不同黏度范圍的3個井組分別進(jìn)行了弱凝膠“調(diào)驅(qū)”的礦場試驗(yàn)，3個井組的基本參數(shù)及通過式(2)計(jì)算結(jié)果見表4。其中，N17井組受益井?dāng)?shù)較多(7口)，從2008年6月起至2017年10月注入弱凝膠調(diào)驅(qū)，累計(jì)注入弱凝膠總量為0.057倍孔隙體積，整個調(diào)驅(qū)過程降水增油效果明顯，凈增油4.6×104m3，調(diào)驅(qū)采出程度增加2.46個百分點(diǎn)。

由表4可知，南區(qū)3個井組的預(yù)測值與礦場實(shí)踐的實(shí)際值差別在10%以內(nèi)，說明預(yù)測方法可靠。

圖3 回歸關(guān)系式預(yù)測值與數(shù)值模擬實(shí)際值對比表4 渤海N稠油油田實(shí)際井組的采出程度增加與預(yù)測值對比

井組地層原油黏度/(mPa·s)注入孔隙倍數(shù)注入流體黏度/(mPa·s)地層滲透率/(10-3μm2)采出程度實(shí)際增加值/%采出程度預(yù)測增加值/%誤差/%N20M4000.05783 3261 2.462.63+7.0N174100.0496539001.581.45-8.2N065000.06366 35001.461.35-7.5

5 結(jié) 論

(1) 基于正交實(shí)驗(yàn)，分析了各因素間的交互作用對水驅(qū)稠油油藏注弱凝膠調(diào)驅(qū)采出程度增加幅度的影響。極差分析法表明，對弱凝膠調(diào)驅(qū)采出程度增加幅度有顯著影響的4個因素及排序?yàn)榈貙訚B透率、地層原油黏度、弱凝膠注入孔隙倍數(shù)、注入流體黏度。

(2) 地層滲透率越高，注入孔隙倍數(shù)越大，注入流體黏度越高，調(diào)驅(qū)效果越好；地層原油黏度越大，調(diào)驅(qū)效果越差。

(3) 應(yīng)用科學(xué)統(tǒng)計(jì)軟件，回歸得到了弱凝膠調(diào)驅(qū)采出程度及其增量的多因素預(yù)測模型，對渤海N稠油油藏的3個井組弱凝膠調(diào)驅(qū)礦場試驗(yàn)進(jìn)行了實(shí)例計(jì)算。結(jié)果表明，預(yù)測誤差在10%以內(nèi)，吻合度較高，可用于指導(dǎo)稠油油藏弱凝膠調(diào)驅(qū)方案的設(shè)計(jì)和決策。