基于大型仿真物理模型的二類油層水聚接觸帶流體運(yùn)動(dòng)規(guī)律研究

董加宇

(中石油大慶油田有限責(zé)任公司第三采油廠，黑龍江 大慶 163000)

圖1 水聚同驅(qū)接觸帶示意圖

目前大慶油田一類油層聚合物驅(qū)已陸續(xù)進(jìn)入后續(xù)水驅(qū)開采階段,隨著二類油層三次采油聚合物驅(qū)驅(qū)油技術(shù)工業(yè)化推廣區(qū)塊規(guī)模的不斷擴(kuò)大，二類油層聚合物驅(qū)開發(fā)已成為大慶油田原油穩(wěn)產(chǎn)的重要手段之一[1～5]。與一類油層相比，二類油層發(fā)育明顯變差，平面及縱向非均質(zhì)性較嚴(yán)重。為進(jìn)一步提高二類油層聚驅(qū)控制程度，在編制BSX(薩北開發(fā)區(qū)北三區(qū)東部西區(qū))二類油層布井和射孔方案時(shí)，一方面采取了限定對(duì)象、縮小井距、細(xì)分層系、優(yōu)化組合等優(yōu)化設(shè)計(jì)；另一方面，采取二類油層聚驅(qū)與三類油層水驅(qū)相結(jié)合的方式，即二類油層限定對(duì)象選擇目的層射孔，水驅(qū)井(以三次加密為主)射開剩余薄差層及表外層，這樣，在平面上就形成了水聚同驅(qū)開采。由于水聚同驅(qū)區(qū)域采取油井封邊的原則，使水聚同驅(qū)形成各自的獨(dú)立系統(tǒng)，則出現(xiàn)水聚接觸帶區(qū)域[4](見圖1)。以BSX二類油層為例，15個(gè)沉積單元中水聚同驅(qū)單元有10個(gè)，占66.7%。若放棄開采該單元，會(huì)造成15%～20%的地質(zhì)儲(chǔ)量損失。因此，如何協(xié)調(diào)水聚接觸帶附近水驅(qū)井與二類油層聚驅(qū)井的注采關(guān)系，減少水聚同驅(qū)相互影響，是二類油層開發(fā)需要重點(diǎn)解決的問題。

統(tǒng)計(jì)BSX二類油層聚驅(qū)、水聚同驅(qū)邊界的連通方式[6～10]，主要有以下3種：注聚井←→水驅(qū)油井←→注水井占66.3%，注聚井←→聚驅(qū)油井←→水驅(qū)油井←→注水井占17.6%，注聚井←→聚驅(qū)油井←→注水井占10.5%。該試驗(yàn)研究主要針對(duì)連通方式占60%以上的注聚井←→水驅(qū)油井←→注水井連通方式，開展水聚接觸帶區(qū)域水驅(qū)、聚驅(qū)不同注入速度關(guān)系下接觸帶區(qū)域油水運(yùn)動(dòng)變化規(guī)律研究。

1 室內(nèi)物理模擬試驗(yàn)條件

1.1 試驗(yàn)用液

1)試驗(yàn)用聚合物分子量為(1200～1600)×104的中等分子量聚合物，配制質(zhì)量濃度為1000mg/L，45℃下黏度為37mPa·s的聚合物溶液。

2)試驗(yàn)用油采用大慶油田BSX生產(chǎn)原油與煤油按一定比例配制而成的模擬油，45℃下黏度9.8mPa·s，使用前經(jīng)1.2μm的聚碳酸酯微孔濾膜過濾。

3)試驗(yàn)用水為大慶油田BSX二類油層實(shí)際注入清水，離子組成及總礦化度見表1。

表1 試驗(yàn)用水離子組成及總礦化度

圖2 注聚井←→水驅(qū)油井←→注水井模型平面示意圖

1.2 模型制作

模型采用石英砂與環(huán)氧樹脂膠結(jié)模型，對(duì)每一種滲透率，選擇石英砂合理粒度分布均方差σ，通過調(diào)整石英砂粒度分布中值(φ)[11]，確定各種粒徑砂子的用量與環(huán)氧樹脂用量，將砂子攪拌均勻后，放入模具中加壓成型。采用該方法可精確地控制滲透率的數(shù)值，而且重復(fù)性好。

水聚接觸帶連通方式為：注聚井←→水驅(qū)油井←→注水井的井組，連通方式一般是二類油層采油井位于河道變差部位，利用水驅(qū)采油井代替聚驅(qū)采油井，完善二類油層注采關(guān)系。根據(jù)BSX二類油層井網(wǎng)井距、井網(wǎng)連通方式、實(shí)際油層物性及砂體發(fā)育幾何形狀，依據(jù)相似準(zhǔn)則制作了3塊三維大型物理仿真模型。模型平面上分為聚驅(qū)區(qū)域、接觸帶區(qū)域、水驅(qū)區(qū)域3個(gè)部分，水聚同驅(qū)接觸帶采取實(shí)際河道曲線、滲透率漸變方式過渡，較準(zhǔn)確地模擬了油層的實(shí)際發(fā)育狀況(見圖2)。模型自上而下分為3層，按實(shí)際油層的滲透率低、中、高分布，其中三次加密區(qū)域底部高滲透油層不發(fā)育(見表2)。模型的幾何尺寸為60cm×60cm×4.5cm，呈縱向非均質(zhì)、平面非均質(zhì)分布。

表2 模型縱向滲透率分布情況

1.3 采集系統(tǒng)安裝及檢測(cè)原理

采集裝置由微電極、傳輸電纜、數(shù)字量輸出板、A/D轉(zhuǎn)換接口板和計(jì)算機(jī)組成。微電極是在壓模前插入到模型中，平面上等距離分布，按模型的大小布不同的數(shù)量。縱向上按模型的分層情況，將電極插入每個(gè)層的中部。微電極布好以后，將微電極與扁電纜焊接，并與A/D轉(zhuǎn)換板和計(jì)算機(jī)相連，每對(duì)電極測(cè)定一個(gè)點(diǎn)的電阻率。在模型驅(qū)替過程中，利用數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)，監(jiān)測(cè)各層、各點(diǎn)電阻率的變化，進(jìn)而確定各層油水飽和度分布狀況。

1.4 試驗(yàn)方案

根據(jù)SB(薩北)油田實(shí)際生產(chǎn)情況，水驅(qū)三次加密平均注入速度為0.6mg/m左右，二類油層聚驅(qū)平均注入速度0.3mg/m，所以進(jìn)行水驅(qū)三次加密與二類油層聚驅(qū)注入速度比為2∶1的驅(qū)油試驗(yàn)；同時(shí)，由于BSX水驅(qū)三次加密井實(shí)際注入速度只在0.3mg/m左右，因此采用水驅(qū)三次加密與二類油層聚驅(qū)注入速度比為1∶1進(jìn)行驅(qū)油試驗(yàn)。根據(jù)2個(gè)方案的試驗(yàn)結(jié)果(保持聚驅(qū)注入速度不變)，進(jìn)行注入速度比為0.5∶1的對(duì)比試驗(yàn)，得出適合于BSX最佳的注入速度比。

方案1：同時(shí)打開注水井和注聚井，空白水驅(qū)至綜合含水率90%后，二類油層改注聚合物0.64PV(按二類油層PV數(shù)計(jì)算)，三次加密區(qū)域繼續(xù)水驅(qū)，后續(xù)水驅(qū)至綜合含水率98%。試驗(yàn)過程中，保持水驅(qū)三次加密與二類油層聚驅(qū)注入速度比為2∶1。

方案2：保持水驅(qū)三次加密與二類油層聚驅(qū)注入速度比為1∶1，試驗(yàn)過程同方案1。

方案3：保持水驅(qū)三次加密與二類油層聚驅(qū)注入速度比為0.5∶1，試驗(yàn)過程同方案1。

為了監(jiān)測(cè)三次加密油層注入水波及范圍，在三次加密油層注入水中加入示蹤劑(SCN-)，質(zhì)量濃度為200mg/L，通過取樣井檢測(cè)示蹤劑的質(zhì)量濃度，進(jìn)一步分析三次加密水竄流規(guī)律。

1.5 試驗(yàn)主要儀器和設(shè)備

SG83-1雙聯(lián)自控恒溫箱1臺(tái)；平流泵4臺(tái)；真空泵2臺(tái)；WCJ-801型控溫磁力攪拌器；不同量程壓力傳感器；黏度計(jì)；電子天平；氣瓶；容器等。

2 大型仿真物理模型水聚同驅(qū)效果

2.1 不同注入速度下采收率、含水變化規(guī)律

不同注入速度比下采收率、含水率隨注入PV數(shù)的變化曲線如圖3所示。

圖3 不同注入速度比下采收率、含水率隨注入PV數(shù)的變化曲線

注入速度比為2∶1(方案1)時(shí)，模型水驅(qū)階段采收率為34.02%，聚驅(qū)后總采收率為56%，采收率提高了21.98個(gè)百分點(diǎn)。

注入速度比為1∶1(方案2)時(shí)，模型水驅(qū)階段采收率為32.35%，聚驅(qū)后總采收率為57.74%，采收率提高了25.39個(gè)百分點(diǎn)。由方案1和二驅(qū)油試驗(yàn)結(jié)果來看，隨著水驅(qū)注入速度的降低，水驅(qū)階段采收率值雖然有所下降，但聚驅(qū)階段含水率下降值較大且低值期相對(duì)較長(zhǎng)(見圖3)，提高采收率值也增加較大，總采收率提高了1.74個(gè)百分點(diǎn)。因此，為進(jìn)一步減小水驅(qū)干擾，方案3在設(shè)計(jì)上進(jìn)一步降低了三次加密油層水驅(qū)注入速度。

改為注入速度比為0.5∶1(方案3)后，模型水驅(qū)后綜合采收率為30.41%，而聚驅(qū)后總采收率只有49.03%，采收率提高了18.62個(gè)百分點(diǎn)。在進(jìn)一步降低三次加密油層注水速度后，水驅(qū)階段采收率值明顯降低，聚驅(qū)階段雖然含水率下降幅度較大，但低值期較短，因此聚驅(qū)提高采收率值也較低。

綜上所述，水驅(qū)階段適當(dāng)增大水驅(qū)注水速度，聚驅(qū)階段保持注入速度比為1∶1左右，將更有利于提高整體開發(fā)效果。

2.2 取樣井質(zhì)量濃度變化規(guī)律

模型在采出井、水聚接觸帶處布置了取樣井(見圖2)，從不同階段的取樣質(zhì)量濃度變化規(guī)律可以得出：水驅(qū)階段三次加密注水強(qiáng)度大于二類油層注入速度時(shí)，注入水竄至水聚接觸帶及二類油層區(qū)域，從而提高二類油層中、低滲透層水驅(qū)開發(fā)效果。

通過在三次加密油層注入水中加入SCN-，試驗(yàn)過程進(jìn)行取樣，可檢測(cè)到注入水中SCN-質(zhì)量濃度變化，進(jìn)而得出三次加密油層注入水的運(yùn)動(dòng)規(guī)律。在空白水驅(qū)后，3個(gè)方案中取樣井均不同程度地檢測(cè)到SCN-，說明3個(gè)方案空白水驅(qū)階段注入水不同程度地進(jìn)入水聚接觸帶及二類油層區(qū)域。隨著三次加密注入速度的增加，檢測(cè)SCN-質(zhì)量濃度也較高，采出井SCN-質(zhì)量濃度按注入速度增加，分別為20.04、28.3、35.07mg/L(見圖4(a))。

聚驅(qū)階段三次加密注入速度過大，注入水竄至水聚接觸帶及聚驅(qū)區(qū)域，影響采油井開采效果。

1)從各測(cè)點(diǎn)的聚合物質(zhì)量濃度變化情況來看，3個(gè)方案中水聚接觸帶處取樣井均見聚。

2)對(duì)比采出井不同注入方案下聚合物質(zhì)量濃度變化曲線，注入速度比為1∶1、0.5∶1時(shí)，聚合物質(zhì)量濃度的峰值出現(xiàn)的晚、濃度保留時(shí)間長(zhǎng)，說明有效地控制了三次加密水的竄流；注入速度比為2∶1時(shí)，采出井聚合物質(zhì)量濃度峰值出現(xiàn)較低，且下降速度很快(見圖4(b))。可見，聚驅(qū)階段，三次加密注水強(qiáng)度過大，注入水過多地竄至水聚接觸帶及聚驅(qū)區(qū)域，使井組平面矛盾加劇，影響采油井開發(fā)效果。

圖4 不同注入速度比下取樣井及采出井物質(zhì)質(zhì)量濃度隨注入PV數(shù)的變化曲線

3)注入速度比為0.5∶1時(shí)，取樣井1#聚合物質(zhì)量濃度一直大于采出井(見圖5(a))；而注入速度比為1∶1、2∶1時(shí)，取樣井1#聚合物質(zhì)量濃度先小于采出井后大于采出井(見圖5(b)和(c))，說明隨著注入速度的增加到達(dá)取樣井1#的聚合物量減少或被稀釋，聚合物竄流到接觸帶得到控制。

圖5 不同注入速度比時(shí)，采出井與取樣井1的聚合物質(zhì)量濃度隨注入PV數(shù)的變化曲線

4)后續(xù)水驅(qū)階段，二類油層壓力下降快，三次加密油層物性差壓力下降慢，由于壓力的傳導(dǎo)作用三次加密水大量地進(jìn)入接觸帶及二類油層區(qū)域。注入速度比為2∶1時(shí)，后續(xù)水驅(qū)階段SCN-質(zhì)量濃度開始上升(見圖6)，表明隨著三次加密注入速度的增大這種竄流會(huì)更明顯，使聚驅(qū)效果變差。

2.3 剩余油含油飽和度變化規(guī)律

圖6 不同注入速度比下采出井SCN-質(zhì)量濃度隨注入PV數(shù)的變化曲線

聚驅(qū)開始后，注入速度比為2∶1時(shí)，三次加密注入水已波及到中滲透層水聚接觸帶區(qū)域，波及范圍比較廣；二類油層的邊井由于受到三次加密注入水的影響，聚合物被稀釋，形成了剩余油條帶(見圖7)。注入速度比為1∶1時(shí)，聚驅(qū)后二類油層區(qū)域、三次加密區(qū)域及接觸帶處都得到較好的動(dòng)用，剩余油主要分布在三次加密區(qū)域非主流線兩翼，剩余油含油飽和度為50%左右；二類油層非主流線兩翼及水聚接觸帶區(qū)域剩余油含油飽和度只為40%。注入速度比為0.5∶1時(shí)，三次加密區(qū)域波及范圍比較小，非主流線上還有大量的剩余油。

無論二類油層區(qū)域、三次加密區(qū)域及接觸帶處，聚驅(qū)后都被有效地波及，三次加密區(qū)域非主流線、水聚驅(qū)接觸帶區(qū)域剩余油含油飽和度最高，在50%～60%，二類油層非主流線剩余油含油飽和度在40%～50%。

圖7 中滲透層聚驅(qū)結(jié)束后不同注入速度比下剩余油含油飽和度變化圖

3 結(jié)論

1)水驅(qū)階段適當(dāng)增大水驅(qū)注水速度，聚驅(qū)階段保持注入速度比為1∶1左右，將更有利于提高整體開發(fā)效果。

2)水驅(qū)階段三次加密注水速度大于二類油層注入速度時(shí)，導(dǎo)致注入水竄至水聚接觸帶及二類油層區(qū)域，提高二類油層中、低滲透層開發(fā)效果。聚驅(qū)階段三次加密注入速度過大，注入水竄至水聚接觸帶及二類油層區(qū)域，造成聚合物的稀釋，影響二類油層開發(fā)效果。

3)聚驅(qū)后，三次加密區(qū)域非主流線、水聚驅(qū)接觸帶區(qū)域剩余油含油飽和度最高，在50%～60%，二類油層非主流線剩余油含油飽和度在40%～50%。