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user: 3. 聚合物驱开发效果单因素敏感性分析 3.1. 油藏数值模拟模型建立 首先，根据前文设计的渗透率平面非均质性概念模型建立相应的油藏单元地质模型，假设两个砂体沉积微相分别是水下分流河道与水下分流河道间湾，建立理想化的油藏单元模型，假定两个砂体的渗透率不同，而在模型建立过程中保证油藏单元中两个砂体的厚度和面积是相同的。基于建立的地质模型，可设计两个不同注采方式的油藏方案，方案1是生产井的位置设置在水下分流河道间湾微相所形成的砂体右端中部，聚合物注入井的位置设置在水下分流河道微相所形成的砂体左端中部，由于水下分流河道微相环境中形成的储层砂体的渗透率一般要高于水下分流河道间湾微相环境中储层砂体，油藏方案简称为“低采高注”；方案2是生产井和聚合物注入井的设置位置互相调换，油藏方案简称为“低注高采”，如图2(a)所示。该次研究共设计了3种情况，左右2个砂体的渗透分别为2500~1500、1500~500、2500~1500 mD，通过计算可得出油藏单元左右2个砂体的渗透率级差分别为5、3和1.67。基于以上设计油藏方案的方法，对于同一个渗透率级差条件下的油藏单元地质模型都可提出“低采高注”和“低注高采”2个对比油藏方案。基于给定的注采工作制度，可设计出6个渗透率平面非均质油藏数值模拟模型。 图2. 三类平面非均质性注采井网示意图 其次，根据前文设计的厚度平面非均质性概念模型建立厚度平面非均质油藏单元地质模型，其建立方法与渗透率平面非均质性地质模型设计方法类似。油藏单元中2个砂体形成于不同的沉积微相环境，假定左右2个砂体的有效厚度是有差异的，但要保证油藏单元所建立的模型中2个砂体的渗透率和面积是相同的。同理也可设计2个不同注采方式的油藏方案，方案1是生产井的位置设置在薄的沉积微相形成的砂体右端的中部，聚合物注入井的位置设置在相对厚的沉积微相形成的砂体左端中部，油藏方案简称为“薄采厚注”；方案2是生产井和聚合物注入井的设置位置互相调换，油藏方案简称为“薄注厚采”，如图2(b)所示。在建立油藏单元地质模型的过程中，该次研究共设计了3种情况，左右2个砂体的厚度分别为10~2、6~2、10~6 m，油藏单元砂体的厚度级差分别为5、3和1.67。基于上述设计油藏方案的方法，相同厚度级差条件下的油藏单元地质模型都可设计出“薄采厚注”和“厚注薄采”2个对比油藏方案。基于给定的注采工作制度，可设计出6个厚度平面非均质油藏数值模拟模型。 最后，按照类似的设计方法建立砂体几何形态平面非均质油藏单元地质模型，首先保证油藏单元地质模型中左右2个砂体的渗透率和厚度相同，然后通过调整模型中左右2个砂体的宽度来表征不同程度的几何形态平面非均质性。对于相同宽度级差的油藏单元地质模型可设计2种注采方案。方案1是生产井设置在窄的沉积微相形成的砂体右端的中部，聚合物注入井的位置设置在相对宽的沉积微相形成的砂体左端的中部，油藏方案简称为“窄采宽注”；方案2是生产井和聚合物注入井设置位置互相调换，油藏方案简称为“宽采窄注”。依照相同的设计方法，油藏单元地质模型中左右2个砂体的宽度级差分别设置为5、3和1.67。基于给定的注采工作制度下，可设计出6个几何形态平面非均质油藏数值模拟模型。 基于以上分析可知，在单因素分析过程中，共建立了9个表征三类平面非均质油藏单元的地质模型及9组对比注采方案的18个油藏数值模拟模型。所建立的油藏数值模拟模型的流体参数、岩石参数和高压物性参数均取自于目标油藏，数值模拟器采用商业软件Ecl-POLYMER模块进行计算。 3.2. 数值模拟结果与敏感性分析 为了保证注采方案具有较好的对比性，所有方案的油藏数值模拟模型在计算过程中的边界条件都采用相同的生产控制条件，都设置为定注入井和生产井井底压力，即保证所有油藏数值模拟方案具有相同的生产压差，聚合物注入井井底注入压力和生产井井底流压分别设置为25、20 MPa。通过对以上方案进行数值模拟计算，可得到三类非均质性不同级差条件下不同注采方式的生产指标，如表1所示。 表1. 不同级差条件下不同注采方式的累计产油量 首先，对于同一个渗透率平面非均质性油藏单元在相同的注采压差条件下，两种聚合物驱注采方式中都是“低注高采”的累计产油量要高于“低采高注”，在3个渗透率级差条件下，均表现出相同的规律。如当油藏单元中左右两个砂体的渗透率级差为5时，“低注高采”油藏方案 10a 后累计产油量为6.07 × 10 4 m 3 ，而“低采高注”油藏方案生产 10a 后累计产油量为3.86 × 10 4 m 3 ，2个方案的累计产油量差值为2.21 × 10 4 m 3 。其次，对于厚度平面非均质，同一个非均质地质油藏单元在相同的注采压差条件下，3个厚度级差条件下2种聚合物驱注采方式中都是“薄注厚采”方案 10a 后累计产油量要高于“薄采厚注”方案。最后，对于同一个砂体几何形态平面非均质性油藏单元在相同的注采压差条件下，3个宽度级差条件下2种聚合物驱注采方式中都是“窄注宽采”方案 10a 后累计产油量要高于“窄采宽注”方案。 通过深入分析，以上不同注采方式数值模拟计算结果存在差异的主要原因是与地层能量在储层中的传导有关。以厚度平面非均质性为例对数值模拟计算结果进一步解释说明，在“薄采厚注”条件下，聚合物溶液在砂体厚的区域渗流空间较大，地层能量传导好，但当能量传导到砂体变薄的位置时，渗流空间突然变小，地层能量不能及时向生产井方向传导，使得注入井附近储层砂体地层压力逐渐升高，生产井附近储层砂体能量补充不及时压力偏低，储层砂体泄油不好，从而会影响生产井的产能。当油藏单元在“薄注厚采”的注采条件下，注入流体能够较好地渗流，压力波在储层砂体中传导较好，油藏单元能量能够及时补充，生产井井底附近区域砂体地层压力较高，使得生产井能够保持较高的产能。基于以上分析，可以得出针对同一个存在厚度平面非均质的油藏单元，应用“薄注厚采” 聚合物驱注采方式的开发效果优于“薄采厚注”。同理可知，对于储层砂体存在渗透率平面非均质和几何形态平面非均质的油藏单元，其对聚合物注采方式开发效果的影响机制与油藏单元砂体厚度平面非均质性相同。 通过以上研究，得到了渗透率、厚度、几何形态平面非均质条件下最优的注采方式。基于以上认识，为了理清油藏单元中三类平面非均质性影响聚合物驱注采方式开发指标的程度，在已构建的油藏单元数值模拟模型的基础上，增加了三类平面非均质级差分别为2、4和6共9个油藏地质模型；同理，针对同一个油藏单元地质模型可设计2个不同的聚合物驱油藏注采方案，共设计了18个方案，基于油藏数值模拟计算可得到各个方案的开发指标。通过分析不同驱替方式时的累计产油量差值与累计产油量高值的比值来衡量不同非均质性条件下对聚合物驱开发效果的影响程度，可以得到油藏单元中渗透率、厚度、几何形态非均质性在不同级差条件下的变化系数，如图3所示。 可看出在以上设定的6种相同的非均质级差条件下，油藏单元砂体在厚度平面非均质条件下得到的累计产油量差值与累计产油量高值的比值最大，油藏单元砂体在几何形态平面非均质条件下得到的累计产油量差值与累计产油量高值的比值最小。根据油藏砂体三类平面非均质在不同级差条件下的变化系数曲线，可看出对聚合物驱注采方式开发指标影响程度最大的是油藏单元砂体厚度平面非均质性，其次是油藏单元砂体渗透率平面非均质性，影响程度最小的是油藏单元砂体几何形态平面非均质性。同时根据三类非均质曲线的形态可看出，对于厚度和渗透率非均质性，级差在较小的程度变化时，2种不同驱替方式的累计产油量差值与累计产油量高值的比值变化较剧烈，影响程度较明显，当级差大于5之后，变化系数增加的幅度减小。 图3. 油藏单元中渗透率、厚度、几何形态非均质性在不同级差条件下的变化系数