针对高黏度比（7000–5 cP）稠油油藏不稳定水驱及后续聚合物驱的实验结果，本文利用加拿大Computer Modelling Group（CMG）公司的STARS热-化学模拟器与CMOST自动历史拟合平台，对6组二维X-射线扫描驱替实验进行全程数值复现。通过系统敏感性分析，考察了网格尺寸、物理弥散、聚合物黏度、吸附、不可及孔隙体积（IPV）及相对渗透率曲线等关键参数对采收率与压差的影响。结果表明：

  1. 在“水驱阶段”采用Corey 型相对渗透率、CMOST 自动优化，可快速获得累计产油的历史拟合，但压差末端拟合偏差约1–2 kPa；
  2. 在“聚合物驱段”引入LET 型相对渗透率并耦合聚合物吸附（10–22 µg/g）、IPV（0.9–1.0）及弥散系数（0.001–0.005 cm²/day）后，STARS 实现了累计产油与压差的“双高”精度匹配；
  3. 相对渗透率曲线仍是决定高黏度比体系拟合质量的首要因素，聚合物参数仅起辅助调节作用；
  4. 拟合得到的水相端点渗透率随原油黏度降低呈对数递增趋势，为同类稠油油藏直接应用实验数据提供了依据。

CMG软件应用情况

  • 模拟器：STARS完成全部化学驱计算，支持聚合物非牛顿黏度表（SHEARTAB）、吸附等温线（ADSLANG）、不可及孔隙体积（PORFT）及渗透率插值（KRINTRP）等关键机理；
  • 优化平台：CMOST 负责水驱段自动历史拟合，调用STARS 为计算引擎，以Corey 水相指数与端点渗透率为变量，采用遗传算法+梯度法混合搜索，单次优化约迭代200–300 次即可收敛；
  • 网格设计：垂向一维均质模型，网格步长0.1 cm 以消除数值弥散；同时建立2D 高分辨率模型与X-射线图像做饱和度场对比，验证指进形态；
  • 并行效率：在8 核Linux 工作站上，单次STARS 运行时间<3 min，CMOST 全程优化耗时约4–6 h。

主要结论

  1. 首次证明在“高黏度比+不稳定驱”条件下，仅凭相对渗透率曲线即可在CMG-STARS 框架内完成高质量历史拟合，无需引入额外黏度-渗透率耦合修正；
  2. 聚合物吸附量与弥散系数需要在实验允许范围内“就低不就高”，否则会导致压差峰值滞后；
  3. 拟合获得的“水驱+聚合物驱”两套相对渗透率曲线已嵌入CMG 数据库，可直接用于中东及海上稠油油田的后续方案设计与经济评价；
  4. 建议下一步利用CMG 的“Porous Media”模块开展三维非均质扩展，并结合实时拟合（CMOST-AI）实现矿场动态快速更新。

图表 AI 生成的内容可能不正确。

作者中文单位

挪威卑尔根大学物理与科技系-综合石油研究中心（CIPR）；阿曼石油开发公司（PDO）技术支持部

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