師 昊， 李占東， 張海翔， 梁 順

(東北石油大學(xué) 石油工程學(xué)院，黑龍江 大慶 163318)

聚合物驅(qū)合理井距優(yōu)選及其適應(yīng)性分析

師 昊， 李占東， 張海翔， 梁 順

(東北石油大學(xué) 石油工程學(xué)院，黑龍江 大慶 163318)

葡Ⅰ2-3油層經(jīng)過(guò)多年注水開發(fā)目前已處于特高含水開采階段，截止2016年，研究區(qū)綜合含水率為92.5%。在水淹測(cè)井解釋成果、密閉取心資料的基礎(chǔ)上，應(yīng)用數(shù)值模擬法對(duì)剩余油分布規(guī)律進(jìn)行了研究。結(jié)果表明，研究區(qū)綜合采出程度為43.02%，剩余油主要分布在河道砂內(nèi)，仍具有較大的聚驅(qū)潛力。通過(guò)礦場(chǎng)試驗(yàn)數(shù)據(jù)分析和室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究表明，注聚時(shí)機(jī)越早，越有利于提高采收率。最后在地質(zhì)建模和數(shù)值模擬的基礎(chǔ)上，開展了井網(wǎng)適應(yīng)性研究(注采井距、經(jīng)濟(jì)效益評(píng)價(jià))，確定了合理的注采井距。

特高含水期； 剩余油分布； 數(shù)值模擬； 井網(wǎng)適應(yīng)性

杏76區(qū)葡Ⅰ2-3油層己進(jìn)入高含水后期開發(fā)，研究區(qū)綜合采出程度為43.02%，含水率為92.5%。由于儲(chǔ)層的非均質(zhì)和油水性質(zhì)的差異，依靠常規(guī)方法開采難度越來(lái)越大。目前，化學(xué)驅(qū)是油田高含水后期主要挖潛措施，其中，聚合物驅(qū)是化學(xué)驅(qū)的重要組成部分。聚合物驅(qū)能夠有效地增加水相黏度，降低水相滲透率，改善驅(qū)替相與被驅(qū)替相流度比，擴(kuò)大波及體積，提高洗油效率[1]。如何對(duì)聚合物驅(qū)井距和注入時(shí)機(jī)進(jìn)行優(yōu)化，使之既能適應(yīng)葡Ⅰ2-3油層，又能提高油層動(dòng)用程度，并獲得較好的開發(fā)效果和經(jīng)濟(jì)價(jià)值，是研究區(qū)開發(fā)過(guò)程中需要解決的問(wèn)題[2-6]。

1 油層動(dòng)用狀況

1.1 工區(qū)概況

試驗(yàn)區(qū)位于杏76區(qū)塊西部的一個(gè)斷鼻構(gòu)造，東高西低，東部構(gòu)造平緩，西部被一條北北西走向斷層遮擋，西部構(gòu)造較陡。在研究區(qū)內(nèi)發(fā)育有3條正斷層，采用井距250 m，排距125 m，注采井距為175 m的五點(diǎn)法井網(wǎng)進(jìn)行開發(fā)，工區(qū)面積為1.92 km2，地質(zhì)儲(chǔ)量為242.10×104t。

1.2 水淹狀況分析

從水淹狀況看(見表1)，研究區(qū)內(nèi)有效厚度大于2.0 m的油層全層中高水淹；1.0～2.0 m的油層高水淹比例在81.6%左右； 0.5～1.0 m的油層主要以中、高水淹為主；有效厚度小于0.5 m的薄差層水淹比例較低，為66.6%，且以中低水淹為主。從水淹狀況分析，葡Ⅰ2-3層的厚油層動(dòng)用非常好，水驅(qū)進(jìn)一步挖潛難度較大。

表1 研究區(qū)水淹狀況

1.3 水洗狀況分析

從密閉取心檢查井的巖心水洗資料可以看出，葡Ⅰ2層水洗厚度比例達(dá)到80.8%，葡Ⅰ3層水洗厚度比例達(dá)到66.0%，均以中水洗為主(見表2)。從縱向上看，內(nèi)部各韻律段的頂部未水洗，下部為強(qiáng)水洗，整個(gè)沉積單元呈現(xiàn)出不同強(qiáng)度水洗段與未水洗段交替分布，存在一定的剩余油潛力。

表2 研究區(qū)水洗狀況

截止到2016年，研究區(qū)綜合采出程度為43.02%，含水率為92.5%。數(shù)值模擬結(jié)果表明，葡Ⅰ2-3層剩余油主要存分布在河道砂內(nèi)，占這兩個(gè)層剩余總儲(chǔ)量的67.4%。水驅(qū)挖潛難度較大，計(jì)劃對(duì)葡Ⅰ2-3油層開展聚合物驅(qū)油。

2 注入時(shí)機(jī)優(yōu)選

聚合物注入時(shí)機(jī)優(yōu)選就是指當(dāng)油田的綜合含水率達(dá)到多少時(shí)進(jìn)行注聚合物可以達(dá)到最高采收率。一般認(rèn)為，聚合物驅(qū)最終結(jié)果與注入時(shí)機(jī)無(wú)關(guān)，聚合物驅(qū)是一種改善水驅(qū)的方法，它只是起到縮短開發(fā)年限的效果。

但是礦場(chǎng)試驗(yàn)結(jié)果表明,聚合物注入時(shí)機(jī)對(duì)采

收率的提高幅度有顯著的影響。通過(guò)對(duì)國(guó)外多個(gè)礦場(chǎng)試驗(yàn)區(qū)數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)分析，并繪制了聚合物增油量與注聚合物時(shí)水油比的關(guān)系曲線，如圖1所示。從圖1中可以看出，注聚合物時(shí)機(jī)越早，油層的水油比越低，聚合物增油量越大(即聚合物利用率越高)。主要是因?yàn)檗D(zhuǎn)注時(shí)機(jī)越早，綜合含水率越低，剩余油飽和度越大，所需驅(qū)動(dòng)力越小，聚合物溶液不論是進(jìn)入高滲透層還是低滲透層都可以起到較好改善流度比的作用，形成更深層次的挖潛效果。為了驗(yàn)證注入時(shí)機(jī)對(duì)采收率的影響，設(shè)計(jì)以下兩組實(shí)驗(yàn)(見表3)，其結(jié)果表明,在相同情況下，注入時(shí)機(jī)越早(含水率越低)， 聚合物驅(qū)最終采收率越高，注入時(shí)機(jī)越晚(含水率越高)， 聚合物驅(qū)最終采收率越低。

表3 聚合物注入時(shí)機(jī)對(duì)驅(qū)油效果的影響(室內(nèi)實(shí)驗(yàn))

圖1 水油體積比與聚合物增油量關(guān)系曲線

Fig.1 The relationship between water-oil ratio andpolymer oil-increasing

3 合理井距優(yōu)選

3.1 不同注采井距下聚驅(qū)控制程度

在油田的開發(fā)過(guò)程中，井網(wǎng)設(shè)計(jì)的基本原則是最大程度地適應(yīng)砂體的分布狀況，以達(dá)到最佳的開發(fā)效果。通常，采用井網(wǎng)控制程度對(duì)油藏井網(wǎng)適應(yīng)性進(jìn)行評(píng)價(jià)。水驅(qū)控制程度是指在現(xiàn)有井網(wǎng)條件下，和注水井連通的采油井射開有效厚度與井組內(nèi)采油井射開總有效厚度之比[7]。但是其重點(diǎn)考慮了油層的鉆遇厚度，對(duì)于聚合物溶液來(lái)說(shuō)，由于體積較大，使得它難以進(jìn)入油藏中一些較小的孔隙，相當(dāng)于有效孔隙體積的降低。因此，在計(jì)算聚驅(qū)井網(wǎng)控制程度時(shí)，采用在一定聚合物相對(duì)分子量條件下以聚合物溶液可進(jìn)入的油層孔隙體積占油層總孔隙體積的百分比進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，聚驅(qū)控制程度公式為[8]：

(1)

其中V聚由式(2)計(jì)算得出[8]：

(2)

式中,V聚為聚合物溶液可進(jìn)入的油層孔隙體積，m3;V總為區(qū)塊的總孔隙體積，m3;S聚ij為第j油層中第i井組聚驅(qū)井網(wǎng)控制面積，m2;H聚ij為第j油層中第i井組聚合物溶液可進(jìn)入的注采井間連通厚度，m;φ聚ij為第j油層中第i井組聚合物溶液可進(jìn)入的注采井間孔隙度。

根據(jù)式(1)、(2)模擬計(jì)算了不同注采井距下的聚驅(qū)控制程度，如圖2所示。從圖2中可以看出，隨著注采井距的增大，控制程度明顯降低；當(dāng)注采井距大于150 m時(shí)，控制程度下降幅度增大；100 m注采井距比125 m控制程度僅提高1.8%。為使聚驅(qū)控制程度大于70%,注采井距應(yīng)小于150 m。

圖2 不同注采井距下聚驅(qū)控制程度

Fig.2 Control degree of polymer flooding in differentinjection well spacing

3.2 不同注采井距下注入速度與注入壓力的關(guān)系

聚合物驅(qū)注采井距的確定是一個(gè)復(fù)雜的問(wèn)題，它不僅受井網(wǎng)的限制，而且還受聚合物溶液注入能力、采液能力、注入速度和油層滲透率等因素的綜合影響。探索合理的注采井距至關(guān)重要，因?yàn)樗苯記Q定著聚合物溶液的注入周期、見效時(shí)間以及采收率的提高幅度。

根據(jù)大慶油田葡Ⅰ組油層聚驅(qū)試驗(yàn)區(qū)塊生產(chǎn)動(dòng)態(tài)反映出視吸水指數(shù)下降50%左右的特點(diǎn)，研究區(qū)純油區(qū)葡Ⅰ組油層視吸水指數(shù)可降至0.308 m3/(d·m·MPa)，葡Ⅰ組油層平均破裂壓力為13.8 MPa。

注入速度公式為[6]：

(3)

式中,v為注入速度，PV/a;φ為油層孔隙度，%；L為注采井距，m;Nmin為油層最低視吸水指數(shù)，m3/(d·m·MPa);pmax為最高井口注入壓力，MPa。

根據(jù)式(3)計(jì)算了不同注采井距、不同注入速度條件下的最高井口注入壓力，如圖3所示。從圖3中可以看出，隨著井距增加，注入壓力上升，注入速度越大，注入壓力上升越大，在井口注入壓力不超過(guò)油層破裂壓力 13.8 MPa 的前提下，采用100、125、150、175、200 m注采井距，注入速度分別為0.312、0.225、0.165、0.120、0.082 PV/a。

綜合考慮聚驅(qū)控制程度、注入周期、儲(chǔ)層供液能力、現(xiàn)有井網(wǎng)等因素的綜合影響，采用125～175 m注采井距井網(wǎng)對(duì)開發(fā)指標(biāo)進(jìn)行預(yù)測(cè)。

圖3 不同注采井距下注入速度與注入壓力的關(guān)系

Fig.3 The relationship between injection velocity and injectionpressure in different injecting well spacing

4 開發(fā)指標(biāo)預(yù)測(cè)及經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)

分別以125、150、175 m注采井距的五點(diǎn)法井網(wǎng)為基礎(chǔ)，應(yīng)用數(shù)值模擬法對(duì)葡I 2-3油層開發(fā)指標(biāo)進(jìn)行預(yù)測(cè)。不同注采井距的含水率、累產(chǎn)油量對(duì)比見圖4、圖5。不同注采井距下開發(fā)指標(biāo)預(yù)測(cè)和經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)結(jié)果見表4、表5。

圖4 不同注采井距下的含水率對(duì)比

Fig.4 The water cut curve of different injection well spacing

從圖4可以看出，隨著聚驅(qū)注采井距的減小(控制程度增加)，含水率下降幅度增大且見效時(shí)間增

長(zhǎng)，其中125 m注采井距最低含水率為81.56%，較150、175 m注采井距最低含水率分別低1.46%、3.47%；并且隨著注采井距的增加，達(dá)到最低含水所需要的時(shí)間減小。這主要是因?yàn)榫垓?qū)控制程度增加的這一部分往往是針對(duì)低滲透油層的，而這部分油層在前期水驅(qū)過(guò)程中的采出程度較低,隨著聚合物溶液的注入,使得還處于低含水階段的低滲透油層發(fā)揮作用,造成聚驅(qū)過(guò)程中含水下降幅度增大[9-13]。

圖5 不同注采井距下的累產(chǎn)油量對(duì)比

Fig.5 The accumulated oil production rate curve ofdifferent injection well spacing

從表4、表5可以看出，125、150 m比175 m注采井距的五點(diǎn)法井網(wǎng)階段采出程度分別提高3.20%、1.78%，同時(shí)總井?dāng)?shù)也分別增加了110.00%、56.80%。因此，在研究區(qū)內(nèi)，隨著聚驅(qū)控制程度的增加，階段采出程度增加，但是內(nèi)部收益率和凈現(xiàn)值是呈減小趨勢(shì)。綜合考慮開發(fā)指標(biāo)和經(jīng)濟(jì)效益，認(rèn)為采用175 m注采井距比較合適。此時(shí)，采收率提高幅度為8.72%，凈現(xiàn)值為2 853萬(wàn)元。

表4 不同注采井距開發(fā)指標(biāo)預(yù)測(cè)

表5 不同注采井距經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)結(jié)果

5 結(jié)論

(1) 研究區(qū)內(nèi)葡Ⅰ2-3油層綜合采出程度為43.02%，含水率為92.5%，剩余油主要分布在河道砂內(nèi)，仍具有較大的聚驅(qū)潛力。

(2) 通過(guò)礦場(chǎng)試驗(yàn)數(shù)據(jù)分析和室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究表明，注聚時(shí)機(jī)越早，越有利于提高采收率。

(3) 通過(guò)開發(fā)指標(biāo)預(yù)測(cè)和經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)，認(rèn)為采用175 m注采井距比較合適，采收率提高幅度為8.72%，凈現(xiàn)值為2 853萬(wàn)元。

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(編輯 王亞新)

Optimization of Reasonable Well Spacing for PolymerFlooding and Its Adaptability Analysis

Shi Hao, Li Zhandong, Zhang Haixiang, Liang Shun

(CollegeofPetroleumEngineeringInstitute,NortheastPetroleumUniversity,DaqingHeilongjiang163318,China)

After many years of waterflooding, PⅠ2-3 reservoirs has been in the stage of extra-high water cut, by 2016, comprehensive water cut in the study area is 92.5%.Based on watered-out log interpretation results and sealed coring data, application of numerical The remaining oil distribution law was studied by numerical simulation method, The results show that the comprehensive recovery degree of the study area is 43.02%, and the residual oil is mainly distributed in the channel sand, which still has the potential of polymer flooding. Through the field test data analysis and laboratory experiments show that the injection of the earlier opportunity, the more favorable and enhanced oil recovery. Finally, on the basis of geological modeling and numerical simulation, the study of well pattern adaptability is carried out and the reasonable injection-production well spacing is determined.

Extra-high water cut; Remainling oil distribution;reservoir numerical simulation; Well pattern adaptability

2017-01-14

2017-01-22

中國(guó)石油科技創(chuàng)新基金項(xiàng)目(2016D-5007-0212)。

師昊(1992-)，男，碩士研究生，從事油氣田開發(fā)技術(shù)與理論研究；E-mail：1418057666@qq.com。

李占東(1979-)，男，博士，副教授，從事油藏描述、油田開發(fā)方面研究；E-mail：13644593771@163.com。

1006-396X(2017)02-0055-05

投稿網(wǎng)址：http://journal.lnpu.edu.cn

TE357

A

10.3969/j.issn.1006-396X.2017.02.011