注聚井参数优化及合理注采压力梯度研究

刘义坤 夏丽华 文华 王凤娇 王永平 蒋云燕

摘 要：聚合物驱是提高采收率的重要手段，注聚参数的选择和合理聚驱压力梯度的构建对聚合物驱开发效果尤为重要。注入浓度、注入强度和采出强度是影响聚驱开发效果的主要因素，应用排列组合的设计方法进行方案初步设计，根据数值模拟预测结果优选注聚参数组合，分别对含水下降期、含水低值期和含水上升期三个不同聚驱开发阶段的储层合理开发政策界限进行界定和分析，并提出相应的挖潜调整建议。结合注聚参数优化结果，对采收率和聚驱波及系数随聚合物驱替压力梯度的变化规律进行回归分析。研究表明：含水率下降期采取高浓度，中等注采强度注聚；含水低值期中等浓度、低注采强度较为适宜；含水上升期采取低浓度，高注采强度能有效提高采收率；采收率和波及系数随聚驱压力梯度增大呈上升趋势。该项研究对调整聚驱注聚方案指导油田开发具有重要意义。

关 键 词：聚合物驱；体积波及系数；提高采收率；驱替压力梯度；注聚浓度

中图分类号：TE 357 文献标识码： A 文章编号： 1671-0460（2015）07-1534-04

Parameter Optimization of Polymer Injection Wells and Research on Reasonable Injection-production Pressure Gradient

LIU Yi-kun1， XIA Li-hua1， WEN Hua1， WANG Feng-jiao1， WANG Yong-ping2， JIANG Yun-yan1

（1. College of Petroleum Engineering ，Northest Petroleum University， Heilongjiang Daqing163318， China；

2. Bohai Oilfield Research Institute， Tianjin Branch of CNOOC Limited， Tianjin 300452， China）

Abstract： Polymer flooding is an important means to enhance oil recovery， so the selection of polymer injection parameters and building a reasonable pressure gradient are important for the development of polymer flooding. In this paper， choosing injection concentration， injection intensity and production intensity as main factors， the scheme was designed by using the way of permutation and combination. The optimal combination of injection parameters in different period was obtained based on the numerical simulation， and then the best range of parameters was determined， and corresponding adjustment suggestions were put forward. Combined with the optimal results of polymer injection parameters， regression analysis of the recovery efficiency and sweep efficiency changing with the polymer displacement pressure gradient was carried out. The results show that， high concentration and medium injection-production strength should be used in water cut descending stage； moderate concentration and low injection-production strength should be used in low water cut stage； low concentration and high injection-production strength should be used to improve the recovery in water cut increasing stage. Recovery efficiency and sweep efficiency increase with the increase of pressure gradient.

Key words： Polymer flooding； Volumetric sweep efficiency； Improving the recovery efficiency； Displacement pressure gradient； Concentration of the polymer injection

隨着油气勘探开发的不断深入，大庆油田已进入高含水期，因此聚合物驱油技术在油田的推广应用，成为油田可持续发展的重要措施。近年来，关于聚合物驱注聚方案和参数有了很多新的进展，然而仅仅是针对井区注聚过程整体的分析和优选[1]，却没有考虑在注聚过程中含水率和产油量变化较大的不同阶段，应该应用不同注聚参数的问题，这样就会对注聚井的最终采收率造成一定的影响。聚合物驱的对采收率影响的因素有很多[2]，其中波及系数和压力梯度起着至关重要的作用，大部分学者对于压力梯度和波及系数的研究[3]，都是对启动压力梯度进行分析说明，而将压力梯度对波及系数和采收率影响进行分析的相对较少。本文针对大庆油田S区块展开注聚参数优化和注采压力梯度研究。

目前S区块综合含水已达到92.46%，已进入高含水后期开采，剩余油分布零散，水驱调整难度越来越大，聚合物驱调剖笼统，调剖强度控制难度大，调剖强度过大、过小都影响调剖效果，且部分注聚井由于压力太高达不到配注要求，严重影响了聚驱开发效果。为减缓产量递减，改善油田开发效果，需要在S区块开展了注聚参数优化的研究。聚合物驱开发效果不仅与流体的性质和油层的非均质性有关，还与聚合物注入强度、聚合物溶液浓度与采液强度等因素有关。通过对该区块进行数值模拟研究，选取注入浓度、注入强度和采液强度为因素应用排列组合设计方法，对各方案进行了开发效果预测。通过优选方案得到含水下降期、含水低值期（含水量达到最低值）和含水上升期（注水量为0.8 PV）三个不同阶段的各个参数，进而分析他们对采收率的影响规律[4-7]，采取更为有效的措施改善油田开发效果，提高原油采收率。

1 注聚方案的确定

通过Petrel建立区块地质模型，该试验井组地质模型的总网格数为867 360个网格，Eclipse建立数值模型，并进行储量拟合和历史拟合，全区拟合符合率达到98%以上，单井符合率在85%以上，拟合精度达到要求，可进行方案预测。跟据现场实际和注入参数情况对方案进行设计，设如表1所示。

表1 方案设计表

Table 1 The scheme design

水平数 注入浓度/

（mg·L-1） 注入强度/

（m3·d-1·m-1） 采液强度/

（m3·d-1·m-1）

1 1 000 5 5

2 1 100 6 6

3 1 200 7 7

4 1 300 8 8

5 1 400 9 9

6 1 500 10 10

7 1 600 11 11

8 1 700 12 12

9 1 800

10 1 900

11 2 000

根据自由组合得到注采浓度、注入强度和采液强度的水平数分别为11、8和8，共有11×8×8=704组方案，经过Eclipse数值模拟得到方案的各个参数数据，三个时期采收率范围分别为0.73%～0.99%，7.55%～9.89%，8.21%～20.34%。结合目标区块矿场实际资料，注聚井井底压力低于15 MPa难以启动低渗透层，地层的破裂压力为25 MPa，故井底流压处于15～25 MPa，含水下降期合理流压范围是4.5～6 MPa，含水低值期流压范围是3.5～4.5 MPa，含水上升期流压合理流压范围是4～5.5 MPa，分别优选出这三个时期采收率最高的两个方案作为该时期的优化方案。

2 注聚方案优化

通过对以上方案进行模拟得到三个不同阶段的采收率、井底流压和含水率等。

以压力梯度、采收率、井底流压等作为优化评价指标，优选出三个时期的最佳合理注入参数，通过Eclipse数值模擬得到优化方案的采收率和含水率随时间变化的关系图和聚合物驱替图，计算得到各个时期的波及系数。

2.1 含水下降期优化方案和参数

通过Eclipse数值模拟得到最优方案采收率和含水率随注入PV数变化的关系曲线（图1）和聚合物波及范围示意图（图2）。

图1 含水下降期优化方案最优方案

含水率和采收率随注入量的变化曲线

Fig.1 Moisture content and recovery curve change with the injection rate in water cut descending stage in the best plan

图2 含水下降期优化最优方案和其次方案聚合物驱替图

Fig.2 Polymer displacement diagrams of the best plan and the second plan in water cut descending stage

通过以上研究得到含水下降期的两个最优方案相关参数如表2所示。

表2 含水下降期最优方案与其次方案注入参数

Table 2 Injection parameters of the best plan and the second plan in water cut descending stage

方案 注入浓度/

（mg·L-1） 采液强度/

（m3·d-1·m-1） 注入强度/

（m3·d-1·m-1） 井底压

力/MPa 合理压力梯

度/（MPa·m-1） 采收

率，% 含水

率，% 波及

系数

1 1 700 9 9 17.94 0.071 3 0.98 95.82 0.17

2 1 800 10 10 17.68 0.071 0 0.97 96.44 0.16

含水下降期优化最优方案的注入浓度范围是

1 700～1 800 mg/L，采液强度范围是9～10 m3/（d·m），注入强度范围是9～10 m3/（d·m），注入井井底流压范围是17～18 MPa，合理压力梯度范围是0.071～0.071 3 MPa/m，采收率范围是0.97%～0.99%，波及系数范围是0.16～0.17。含水下降期优化后选择的是较高的注聚浓度，注采强度中等，在高浓度的聚合物的作用下如果注采强度较高地层压力很快会达到地层的破裂压力故只能选择注采强度中等。

2.2 含水低值期优化方案和参数

通过Eclipse数值模拟得到最优方案采收率和含水率随注入PV数变化的关系曲线（图3）和聚合物波及范围示意图（图4）。

图3 含水低值期最优方案采收率和含水率与时间关系图

Fig.3 Relation graph of moisture content ， recovery curve and time of the best plan in low water cut stage

图4 含水低值期优化最优方案

和其次方案含水低值期聚合物驱替图

Fig.4 Polymer displacement diagrams of the best plan and the second plan in low water cut stage

通过以上研究得到含水低值期优化的方案如表3所示。

表3 含水低值期最优方案与其次方案注入参数

Table 3 Injection parameters of the best plan and the second plan in low water cut stage

方案 注入浓度

/（mg·L-1） 采液强度/

（m3·d-1·m-1） 注入强度/

（m3·d-1·m-1） 井底压

力/MPa 合理压力梯

度/（MPa·m-1） 采收

率，% 含水

率，% 波及

系数

1 1 600 6 5 20.91 0.099 6 8.74 81.57 0.84

2 1 500 7 6 20.52 0.098 0 8.58 83.44 0.80

含水低值期优化最优方案的注入浓度范围是

1 500～ 1 600 mg/L，采液強度范围是6～7 m3/（d·m），注入强度范围是5～6 m3/（d·m），注入井井底流压范围是20～21 MPa，合理压力梯度范围是0.0996～0.098 MPa/m，采收率范围是8.58%～8.74%，波及系数范围是80%～85%。两个方案相比，最优方案有较大的注入浓度，较大的压力梯度，说明在一定范围内提高注入浓度可提高采收率，高浓度的聚合物溶液的前缘更加均匀，聚合物溶液接触的油藏的容积更大，即波及系数更大。

2.3 含水上升期优化方案和参数

通过Eclipse数值模拟研究得到最优方案采收率和含水率随注入PV数变化的关系曲线（图5）和聚合物波及范围示意图（图6）。

图5 含水上升期最优方案采收率和含水率与时间关系图

Fig.5 Relation graph of moisture content ， recovery curve and time of the best plan in water cut increasing stage

图6 含水上升期优化最优方案和

其次方案含水上升期聚合物驱替图

Fig.6 Polymer displacement diagrams of the best plan and the second plan in water cut increasing stage

通过以上研究得到含水上升期优化的方案如表4所示：

表4 聚驱含水上升期最优方案与其次方案注入参数

Table 4 Injection parameters of the best plan and the second plan in water cut increasing stage

方案 注入浓度

/（mg·L-1） 采液强度/

（m3·d-1·m-1） 注入强度/

（m3·d-1·m-1） 井底压

力/MPa 合理压力梯

度（MPa·m-1） 采收

率，% 含水

率，% 波及

系数

1 1 300 9 9 22.24 0.108 3 18.26 92.53 0.93

2 1 400 10 9 21.78 0.108 0 17.98 92.32 0.93

含水上升期优化最优方案的注入浓度范围是

1 300～1 400 mg/L，采液强度范围是9～10 m3/（d·m），注入强度是9m3/（d·m），注入井井底流压范围是21～23 MPa，合理压力梯度范围是0.108～0.1083 MPa/m，采收率范围是17.98%～18.26%，波及系数范围是0.93。区块进入含水上升期后，油层吸入厚度明显降低，尤其未得到充分动用的渗透率较低的薄差层下降幅度大，相对吸入量同时下降；而已得到较充分动用的渗透率较高的厚层，相对吸入量相应增加，吸入剖面反转，无效注聚严重，故在注聚后期，注入低浓度的聚合物适当提高注采速度，控制含水回升速度效果更明显，能有效提高采收率。

3 不同时期压力梯度与采收率和波及

系数关系分析

聚合物驱能有效提高采收率的主要是随着增加压力梯度，进而扩大波及面积增加采收率。下面对三个时期优化后最优方案的聚合物驱替压力梯度与采收率和聚驱波及系数的关系进行作图分析，如图7所示。

图7 压力梯度和采收率与波及系数的关系图

Fig.7 The relationship between pressure gradient and the recovery rate and the sweep coefficient

通过上图可知采收率和压力梯度的关系满足y=0.0036e78.952x，R?=0.9994，呈现指数的增长；压力梯度和波及系数的关系满足y=1.8759 ln（x）+5.1295，R?=0.9944，呈现对数增长；因此含水低值期是提高含水率的关键时期，在这个时期增大压力梯度，对该时期采收率影响不大但能较大幅度提高含水上升期的采收率。

如图7所示，从左到右依次对应的是含水下降期、含水低值期和含水上升期三者之间的关系。含水下降期采收率较低，注入高浓度的聚合物，使井底流压迅速增大，故压力梯度迅速增大，有利于后期提高采收率；从含水下降期到含水低值期波及系数迅速增大，这个时期压力梯度增幅明显，主要是为了启动渗透率较低层，但是采收率增加幅度较小；含水上升期波及系数和采收率随压力梯度的增加而增大，含水上升期压力梯度增加较小采收率增加较大，该研究成果为下一步聚驱井调整指明方向，更好地改善聚驱效果。

4 结 论

（1）优化后得到三个时期的最优方案分别为：含水下降期采取高浓度，中等注采强度，含水低值期采取中等浓度，较低的注采强度，含水上升期采取低浓度高注采强度的注采方案较为合适。

（2）通过对最优方案的压力梯度与采收率和波及系数的研究分析可知，聚合物能有效提高波及系数和压力梯度，进而提高采收率，其中含水低值期是提高含水率的关键时期，在這个时期采取适当的措施增大压力梯度，对该时期采收率影响不大但能较大幅度提高含水上升期的采收率。

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[4]于观宇.高浓聚合物驱压力梯度变化规律及驱油效果研究[D].大庆：东北石油大学，2011.

[5]王秋语. 国外高含水砂岩油田提高水驱采收率技术进展[J].岩性油气藏，2012，03：123-128.

[6]吴天江，张小衡，李兵，等.低渗透砂岩润湿性对水驱和复合驱采收率的影响[J].断块油气田，2011，03： 363-365.

[7]周瀛，唐海，吕栋梁，等.排状交错水平井井网面积波及效率研究[J].岩性油气藏，2012，05：124-128.

（上接第1533页）

而层段一、层段二注聚强度为7、10.5 m3/（d·m）的采收率提高0.13%，最低含水值为80.19%；层段一、层段二注聚强度为11、7.2 m3/（d·m）的采收率提高0.34%，最低含水值为79.84%。因此优选出分层注聚强度层段一、层段二均为9 m3/（d·m）。

5 结 论

（1）分层注聚可以改善聚合物驱注聚剖面，解决注聚层间吸聚差异大的问题，全区含水下降，含水稳定期延长，累产油增加。

（2）在含水下降期分层注聚比含水稳定期及含水回升期注聚效果好，因此，分层注聚时机越早越好。

（3）分层注聚强度层段一、层段二均为9 m3/（d·m）效果最好，阶段采出率提高0.55%。

参考文献：

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