一类典型油藏注聚时机研究

刘雄志 （中国石油勘探开发研究院西北分院，甘肃 兰州730020）

张立娟，岳湘安 （中国石油大学石油工程教育部重点实验室，北京102249）

胡庆贺 （中国石油长城钻探工程有限公司地质研究院，辽宁 盘锦124000）

王 锐，柯文奇 （中国石化石油勘探开发研究院，北京100083）

一类典型油藏注聚时机研究

刘雄志 （中国石油勘探开发研究院西北分院，甘肃 兰州730020）

张立娟，岳湘安 （中国石油大学石油工程教育部重点实验室，北京102249）

胡庆贺 （中国石油长城钻探工程有限公司地质研究院，辽宁 盘锦124000）

王 锐，柯文奇 （中国石化石油勘探开发研究院，北京100083）

聚合物注入时机会影响水驱后提高石油采收率效果。针对中孔、中渗、强非均质性这一类典型油藏，运用数值模拟与物理模拟实验相结合的方法，研究了注聚时机对聚合物驱油效果的影响规律。结果表明，对于中孔、中渗、强非均质性油藏，在实际矿场生产时间内，注聚时机越早，原油采收率越高。在不同的含水率阶段，注聚时机对提高原油采收率效果影响不同；在极限开采情况下，采收率随注聚时机延迟，几乎呈单调递减趋势。早期注聚可以延长无水采油期。注聚时机越早，采油速度越大。

注聚时机；采收率；采油速度；响应时间；典型油藏

聚合物注入时机是影响聚合物驱油效果的关键因素之一［1～4］。非均质油藏注聚时机研究结果表明［5，6］：总体上，注聚时机越早，驱油效果越好。笔者针对中等孔隙度 （20%）、中等渗透率 （150×10－3μm2）、较大渗透率变异系数 （0.9）、中等原油粘度 （40mPa·s）这一典型油藏的注聚时机开展研究。通过数值模拟和物理模拟方法分别研究了不同注聚时机对驱油效果 （采收率、采油速度、含水率及注聚响应时间）的影响规律。

1 注聚时机数值模拟研究

1.1 所用软件及物化参数

使用的数值模拟软件为ECLIPSE。聚合物粘度与浓度关系、聚合物饱和吸附数据等物化参数均通过实验获得。残余阻力系数为2.5。聚合物溶液浓度为1200mg/L，注入量为0.05PV。

1.2 模型建立

建立3层非均质正韵律网格模型，网格尺寸为25m×25m×25m。模型上层、中间层及下层X、Y方向的渗透率分别为20×10－3、150×10－3及280×10－3μm2；Z方向的渗透率为X 方向渗透率的0.2倍。孔隙度为20%，原始含油饱和度为73%，油藏温度为65℃，原油粘度为40mPa·s。采用反五点井网，井距为450m，模型包括4口注水井和1口生产井。油田初期采油速度为2%，以定产油量方式进行生产。

1.3 数值模拟结果及讨论

在采出液含水率分别达到0%、10%、30%、50%、70%和90%时开始注聚。图1为不同注聚时机下采收率随生产时间变化曲线。由图1可知，注聚时机越早，采收率越高，但随着生产时间延长，采收率差值越来越小。在含水率为0%时注聚，可使采收率一直保持较高值。图2为采出液含水率在0%和90%条件下注聚，采收率之差随生产时间变化曲线。在模拟时间内 （50年），生产时间越长，差值越小。若油田生产40～50年，则差值为4.7%～5%。

图1 采收率随生产时间变化曲线

图2 生产时间对采收率差值影响

图3为模拟生产时间分别为40、45、50及200年时，注聚时机对采收率的影响。前三者模拟矿场实际生产年限 （采出液含水率在75%～94%之间），后者模拟极限情况 （采出液含水率接近99%）。前三者均在含水率为10%左右和50%左右存在拐点，在低含水期 （含水率0%～10%），采收率较高，随注聚时机延迟，采收率降低幅度较大；在中低含水期 （含水率10%～50%），采收率保持较高值，降幅明显减缓；在中高含水期 （含水率50%～90%），采收率较低，降幅又开始逐渐增大。在含水率小于50%以前注聚，可获得较高采收率。模拟极限开采条件下，采收率几乎呈线性递减趋势，但降幅很小。

图3 注聚时机对采收率影响

图4 日产油量随生产时间变化曲线

含水率为0%时注聚，可使稳产期延长8个月 （图4），且早期日产油量明显高于其他注聚时机下的产量，直到开采中后期，由于含油饱和度下降，日产油量逐渐减小。因此，从加快开采速度考虑，注聚时机越早越好。图5表明，在含水率为0%时注聚，无水采油期 （含水率小于5%）延长12个月。在含水率分别达到10%、30%、50%、70%及90%时，转注聚合物，含水率先缓慢上升，然后下降，出现下降漏斗，这表明聚合物发挥作用需要一段时间。聚合物响应时间 （含水率开始下降）分别为10.6、11、11、11.6及11.2年，注聚时机对聚合物响应时间影响不明显，但聚合物响应时间较长，所以应尽早注聚，防止在达到经济极限前注入的聚合物不能充分见效。从日产油量和无水采油期考虑，对于该种类型的油藏，在低含水期注聚，提高原油采收率效果更明显。

2 注聚时机物理模拟研究

2.1 实验参数及过程

聚合物分子量为2200万，溶液浓度为1200mg/L。模拟油粘度为40mPa·s（65℃）。岩心为人造3层非均质正韵律方岩心，岩心各层水测渗透率值分别为 （20±10）×10－3、（150±20）×10－3及 （280±20）×10－3μm2。实验温度为65℃。首先，对饱和模拟油的岩心进行水驱，当采出液含水率分别达到0%、30%、50%、70%、90%及98%时，注入0.3PV的聚合物溶液，然后继续水驱至含水率达到99%左右。

图5 含水率随生产时间变化曲线

2.2 物理模拟结果及讨论

后续水驱含水率达99%时实验结束，此时的采收率与上文数值模拟中极限采收率相对应。图6表明，随注聚时机延迟，水驱采收率及水驱采收率与聚驱采收率之和均升高，由于后续水驱采收率逐步降低，导致总采收率几乎呈单调递减趋势，这与数值模拟结果一致。在采出液含水率0%和90%条件下注聚，所得总采收率之差为9%，大于数值模拟结果，这是因为物理模拟聚合物注入量远远大于数值模拟聚合物注入量，从而扩大了采收率之差。图7表明，在含水率小于50%之前注聚，平均采油速度 （单位时间内采出程度）可保持较高值；在含水率大于50%之后注聚，采油速度随注聚时机延迟而急剧降低。

图6 注入时机对采收率的影响

图7 注入时机对平均产油速度的影响

3 结 论

1）对于中等孔隙度、中等渗透率及强非均质性油藏，在含水率小于50%之前注聚，可延长无水采油期，获得较高的平均采油速度和总采收率。

2）在含水率大于50%之后注聚，采收率和采油速度随注聚时机延迟而急剧降低。

3）对于中等孔隙度、中等渗透率及强非均质性这一典型油藏，为使注入的聚合物充分见效，建议尽早注聚。

［1］Orbie K S.Polymer-Improved Oil Recovery ［M］.Florida：CRC Press Inc，1991.

［2］Han Ming，Xiang Wen-tao，Zhang Jian，et al.Application of EOR technology bymeans of polymer flooding in Bohai Oilfield［J］.SPE104432，2006.

［3］于少君，李斌会，李福全，等.不同注聚时机驱油效果室内物理模拟评价 ［J］.内蒙古石油化工，2007，（5）：288～290.

［4］陈祖华，牛学会，董文龙，等.聚合物驱合理注聚时机探讨 ［J］.小型油气藏，2004，9（2）：52～55.

［5］张贤松，孙福街，冯国智，等.渤海稠油油田聚合物驱影响因素研究及现场实验 ［J］.中国海上油气，2007，19（1）：30～34.

［6］蒋珊珊，杨俊茹，孙福街，等.海上油田注聚合物时机研究及现场应用 ［J］.中国海上油气，2009，21（3）：37～42.

Polymer Injection Time in A Typical Reservoir

LIU Xiong-zhi，ZHANG Lij-uan，YUE Xiang-an，HU Qing-he，WANG Rui，KE Wen-qi （First Author’s Address：Research Institute of Petroleum Exploration and Development，Northwest，PetroChina，Lanzhou730020，Gansu，China）

Polymer injection time affected displacing efficiency of polymer flooding after water flooding.The effectiveness of polymer flooding at various injection times for a typical reservoir was researched（medium porosity，medium permeability and strong inhomogeneity）by physical experiments and numerical simulation methods.The results indicate that during practical field production period，the earlier the injection time is，the higher the oil recovery is.The influence of injection time on enhanced oil recovery varies with production stage.At ultimate condition，oil recovery almost decreases monotonously along with the delay of injection time.In addition，earlier polymer injection can expand water free oil production period.The oil production rate is higher if polymer is injected earlier.

polymer injection timing；oil recovery factor；oil production rate；response time；typical reservoir

TE357

A

1000-9752（2012）02-0136-03

2011-05-30

国家科技重大专项 （2008ZX05024-002）。

刘雄志 （1983-），男，2007年中国石油大学 （北京）毕业，硕士，工程师，现主要从事油藏工程工作。

［编辑］ 萧 雨