改善注聚油层动用程度的合理压力系统

殷代印， 王东琪， 张承丽

(东北石油大学石油工程学院，黑龙江大庆 163318)



改善注聚油层动用程度的合理压力系统

殷代印， 王东琪， 张承丽

(东北石油大学石油工程学院，黑龙江大庆 163318)

针对注聚中后期含水率急速上升、各油层动用程度差异大的现象，提出了一种改善油层动用程度的新方法，分阶段合理调整压力系统确定阶段产液水平，并已在矿场试验中取得了较好的效果。以大庆喇嘛甸油田为例，应用数值模拟技术研究了调整流压后产液量、压力、含水率等多项开发指标的变化规律，对比开发效果表明，聚合物驱保持6 MPa(较高)-2 MPa(较低)-6 MPa(较高)流压时，注聚1.0 PV后含水率降低1.46%，聚驱采出程度提高约2.43%，各层开发动用程度最好。

聚合物驱； 不同阶段； 流压； 开发效果； 动用程度

聚合物驱在大庆油田已取得显著的成效，常采用优选注聚参数等方法来改善开发效果[1-2]，而有关油井合理工作工况的研究却很少。研究表明油井工作工况对聚合物驱开发效果有较大影响，若流压过高，聚合物溶液不能有效进入中低渗透层，若流压过低，容易造成原油脱气增加开发难度，而矿场常采用相同流压生产，造成注聚中后期含水率急速上升,各油层动用程度差异大，为此，本文应用数值模拟技术，采取不同流压组合研究不同渗透率级别油层的动用程度，通过对比聚合物驱开发效果，确定提液时机，为合理调整纵向吸水、产液剖面提供理论依据和指导。

1 概念模型建立

为研究聚驱不同阶段的合理流压，取大庆油田采油六厂五点法典型井组(模型参数见表1)，应用Eclipse软件建立块中心网格理想模型，X和Y方向均划为21个网格，网格步长10 m，注采井距150 m，原油黏度6.75 mPa·s，饱和压力9.2 MPa。

表1 概念模型参数

结合数值模拟结果，按照含水率的变化特点(含水率缓慢降低、含水率持续降低、含水率逐步回升)将聚合物驱划分为3个阶段：注聚初期阶段(0～0.16 PV)、注聚见效阶段(0.16～0.48 PV)和含水回升阶段(0.48～1.0 PV)。以聚合物相对分子质量2 500万，注聚质量浓度1 500 mg/L，注聚速度0.16 PV/a，日注入量46.98 m3/d为基础方案，控制不同流压(2、4、6、8 MPa)，分析3阶段各指标(含水率、吸液量、产液量、压力、采出程度等)变化规律及其对开发效果的影响，最终优选合理的压力系统。

2 调整流压对各阶段的影响

2.1 注聚初期阶段

注聚初期阶段[3-4](0～0.16 PV)，聚合物在油层岩石内壁吸附滞留堵塞一部分液流通道，降低水相渗透率，同时造成聚合物溶液在聚驱前缘处的聚合物浓度和黏度降低，这一阶段含水未出现明显的下降趋势，具体如图1和表2所示。当流压2 MPa生产时，初期日产液量88.38 m3/d，而日注入量仅为46.98 m3/d，注采关系严重不平衡，产液能力快速下降，注聚0.02 PV后地层压力迅速下降到饱和压力以下，0.16 PV后生产井端溶解油气比从48.3 m3/m3下降到40.1 m3/m3，油层中出现脱气现象，原油黏度从6.75 mPa·s增加到8.33 mPa·s，驱替效果变差；当流压4 MPa生产时，初期日产液量71.31 m3/d，依然高于注入水平，产液量持续下降，注聚0.045 PV后地层压力下降到饱和压力以下，0.16 PV后生产井端溶解油气比下降到44.15 m3/m3，原油黏度增加到7.59 mPa·s，渗流阻力增大；当流压6 MPa生产时，初期日产液量47.22 m3/d，此时注采平衡，产液量、地层压力、溶解油气比和原油黏度变化不大，阶段采出程度最高，为1.11%；当流压8 MPa生产时，初期日产液量37.14 m3/d，产液能力低，多注少采造成地层压力持续升高，溶解油气比和原油黏度无变化，阶段采出程度最低，为0.68%。

图1 注聚初期阶段不同流压开发指标

Fig.1 Development index at different flow pressure in initial stage of polymer injection

表2 注聚初期阶段不同流压阶段采出程度

由以上分析可知，注聚初期阶段流压6 MPa生产保证注采平衡，地层压力变化平稳，避免了因低于饱和压力造成溶解油气比下降而原油黏度增加的现象，采出程度稳步提高，达1.11%，各层动用程度最好。

2.2 注聚见效阶段

注聚见效阶段(0.16～0.48 PV)，聚合物溶液首先进入大、中孔道[5-6]，在高渗透油层内吸附、滞留使渗流阻力增大，导致液流转向中、低渗透油层，吸液能力明显增强，出现“剖面反转”现象，如何在高渗透层达动态平衡前尽可能多地动用中低渗透层是提高采收率的关键。注聚见效阶段不同井底流压开发指标和采出程度如图2和表3所示。

图2 注聚见效阶段不同井底流压开发指标

从图2中可以看出，控制不同流压时，中低渗透油层产液量增幅差别较大。当流压2 MPa生产，饱和度场边界清晰，波及面积大，洗油效率高，高渗透层封堵作用明显，中低渗透层波及程度最高，且产液量增幅最大，调剖作用显著；当流压4 MPa生产，驱替边界较清晰，波及范围较大；当流压6 MPa生产，饱和度场边界模糊，洗油效率不高，驱油效果差；当流压8 MPa生产，注水量高于产液量，生产井端因水相渗流阻力小，含水率快速升高，含油饱和度场急剧降低。

表3 注聚见效阶段不同流压阶段采出程度

注聚初期阶段流压6 MPa的基础上，注聚见效阶段2 MPa生产能够保证聚合物顺利注入，持续有效封堵高渗透层，调整中低渗透油层产液剖面并获得有效动用。

2.3 含水回升阶段

含水回升阶段(0.48～1.0 PV)，当中、低渗透层渗流阻力逐渐增大超过高渗透层渗流阻力时，中、低渗透层产液量逐渐减少，高渗透层产液量逐步提高，同时由于残余阻力系数的影响，各层渗透率均下降，即低渗透层产量降低难动用，高渗透层产量升高窜流明显，具体如图3和表4所示。由于该阶段产油量下降且含水回升速度明显低于含水下降速度，如何减缓含水回升速度降低产油量递减是研究重点。由于注聚见效阶段流压较低，当流压继续以2 MPa生产，0.63 PV后地层脱气，剖面反转现象更加严重；当流压4 MPa生产，地层压力缓慢下降，沿高渗透层产液上升幅度更大；当流压6 MPa生产，地层压力平稳，高渗透层产液量缓慢增加，含水上升最慢，注聚1 PV后含水率降低2.94%；当流压8 MPa生产，供液能力因地层压力上升而增大，同时因流压过高，即便有较大的供液能力也无法开采，并且生产井端因水相渗流阻力小含水率偏高。

图3 含水回升阶段开发指标对比

Fig.3 Development index at different flow pressure in water cut rising stage

表4 含水回升阶段不同流压阶段采出程度

由以上分析可知，在注聚初期阶段流压6 MPa，注聚见效阶段2 MPa的基础上，含水回升阶段6 MPa生产保证注采平衡，使地层压力处于饱和压力之上，又能有效缓解聚合物溶液沿高渗透层的窜流现象，有效减慢含水回升速度。

3 开发效果对比

综合以上认识，选取各阶段较优的流压，组合4套方案进行对比，即方案1：6 MPa-2 MPa-6 MPa流压；方案2：6 MPa-2 MPa-4 MPa流压；方案3：6 MPa-4 MPa-4 MPa流压；方案4：4 MPa-4 MPa-4 MPa流压。对比注聚1.0 PV后开发效果如图4所示，方案1聚驱阶段含水率降低1.46%，含水回升速度最慢，聚驱采出程度提高约2.43%，为改善注聚油层动用程度的最优压力系统。

图4 各方案含水率与阶段采出程度对比

Fig.4 Comparison of water cut and stage recovery on different programs

4 结论

(1) 本文提出一种改善注聚油层动用程度的新方法，即调整注聚合理流压，能够减缓或缓解聚合物驱不同开发阶段存在的问题。

(2) 应用数值模拟得出结论：注聚初期阶段保持注采平衡，避免因原油脱气造成黏度升高给生产造成困难，采出程度稳步提高；注聚见效阶段合理提液，聚合物溶液持续封堵高渗透层使中低渗透层产液量增加，有利于调整各层产液剖面；含水回升阶段提高流压，恢复地层压力的同时，有效减慢含水回升速度，各层动用程度相对较高。

(3) 聚合物驱保持6 MPa-2 MPa-6 MPa流压时，中低渗透层动用情况最高，聚驱阶段采出程度为15.72%，其次为6 MPa-2 MPa-4 MPa流压、6 MPa-4 MPa-4 MPa流压、4 MPa-4 MPa-4 MPa流压。

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(编辑 王亚新)

Reasonable Pressure System for Improvement of Use Degree of Polymer Injection Layers

Yin Daiyin, Wang Dongqi, Zhang Chengli

(SchoolofPetroleumEngineering,NortheastPetroleumUniversity,DaqingHeilongjiang163318,China)

For the phenomenon that the rapid rise of water cut and a big difference in using degree between various layer types in the late stage of polymer injection, a new method that has achieved good results in field test is proposed. The flow pressure can be reasonably adjusted by stage andproduction levels can also be determined. For example, Lamadian Daqing Oilfield, variation of development indicators(such as production, pressure profile, etc) is studied after adjusting flow pressure through numerical simulation techniques. Compared to development effect, it is showed that when flow pressure is kept 6 MPa(higher)-2 MPa(lower)-6 MPa(higher), water cut is reduced by 1.46 percentage points, and degree of polymer flooding cumulative recovery is reduced by about 2.43 percentage points after 1.0 PV is injected, of which producing degree is best.

Polymer flooding; Different stages; Flow pressure; Development effect; Producing degree

1006-396X(2015)06-0055-06

2015-03-09

2015-10-06

国家自然科学基金资助(51474071)。

殷代印(1966-)，男，博士，教授，从事油气藏数值模拟和油气田开发动态分析方面研究；E-mail: yindaiyin@163.com。

TE357

A

10.3969/j.issn.1006-396X.2015.06.011