聚合物驱合理井距优选及其适应性分析

师 昊， 李占东， 张海翔， 梁 顺

(东北石油大学 石油工程学院，黑龙江 大庆 163318)

聚合物驱合理井距优选及其适应性分析

师 昊， 李占东， 张海翔， 梁 顺

(东北石油大学 石油工程学院，黑龙江 大庆 163318)

葡Ⅰ2-3油层经过多年注水开发目前已处于特高含水开采阶段，截止2016年，研究区综合含水率为92.5%。在水淹测井解释成果、密闭取心资料的基础上，应用数值模拟法对剩余油分布规律进行了研究。结果表明，研究区综合采出程度为43.02%，剩余油主要分布在河道砂内，仍具有较大的聚驱潜力。通过矿场试验数据分析和室内实验研究表明，注聚时机越早，越有利于提高采收率。最后在地质建模和数值模拟的基础上，开展了井网适应性研究(注采井距、经济效益评价)，确定了合理的注采井距。

特高含水期； 剩余油分布； 数值模拟； 井网适应性

杏76区葡Ⅰ2-3油层己进入高含水后期开发，研究区综合采出程度为43.02%，含水率为92.5%。由于储层的非均质和油水性质的差异，依靠常规方法开采难度越来越大。目前，化学驱是油田高含水后期主要挖潜措施，其中，聚合物驱是化学驱的重要组成部分。聚合物驱能够有效地增加水相黏度，降低水相渗透率，改善驱替相与被驱替相流度比，扩大波及体积，提高洗油效率[1]。如何对聚合物驱井距和注入时机进行优化，使之既能适应葡Ⅰ2-3油层，又能提高油层动用程度，并获得较好的开发效果和经济价值，是研究区开发过程中需要解决的问题[2-6]。

1 油层动用状况

1.1 工区概况

试验区位于杏76区块西部的一个断鼻构造，东高西低，东部构造平缓，西部被一条北北西走向断层遮挡，西部构造较陡。在研究区内发育有3条正断层，采用井距250 m，排距125 m，注采井距为175 m的五点法井网进行开发，工区面积为1.92 km2，地质储量为242.10×104t。

1.2 水淹状况分析

从水淹状况看(见表1)，研究区内有效厚度大于2.0 m的油层全层中高水淹；1.0～2.0 m的油层高水淹比例在81.6%左右； 0.5～1.0 m的油层主要以中、高水淹为主；有效厚度小于0.5 m的薄差层水淹比例较低，为66.6%，且以中低水淹为主。从水淹状况分析，葡Ⅰ2-3层的厚油层动用非常好，水驱进一步挖潜难度较大。

表1 研究区水淹状况

1.3 水洗状况分析

从密闭取心检查井的岩心水洗资料可以看出，葡Ⅰ2层水洗厚度比例达到80.8%，葡Ⅰ3层水洗厚度比例达到66.0%，均以中水洗为主(见表2)。从纵向上看，内部各韵律段的顶部未水洗，下部为强水洗，整个沉积单元呈现出不同强度水洗段与未水洗段交替分布，存在一定的剩余油潜力。

表2 研究区水洗状况

截止到2016年，研究区综合采出程度为43.02%，含水率为92.5%。数值模拟结果表明，葡Ⅰ2-3层剩余油主要存分布在河道砂内，占这两个层剩余总储量的67.4%。水驱挖潜难度较大，计划对葡Ⅰ2-3油层开展聚合物驱油。

2 注入时机优选

聚合物注入时机优选就是指当油田的综合含水率达到多少时进行注聚合物可以达到最高采收率。一般认为，聚合物驱最终结果与注入时机无关，聚合物驱是一种改善水驱的方法，它只是起到缩短开发年限的效果。

但是矿场试验结果表明,聚合物注入时机对采

收率的提高幅度有显著的影响。通过对国外多个矿场试验区数据统计分析，并绘制了聚合物增油量与注聚合物时水油比的关系曲线，如图1所示。从图1中可以看出，注聚合物时机越早，油层的水油比越低，聚合物增油量越大(即聚合物利用率越高)。主要是因为转注时机越早，综合含水率越低，剩余油饱和度越大，所需驱动力越小，聚合物溶液不论是进入高渗透层还是低渗透层都可以起到较好改善流度比的作用，形成更深层次的挖潜效果。为了验证注入时机对采收率的影响，设计以下两组实验(见表3)，其结果表明,在相同情况下，注入时机越早(含水率越低)， 聚合物驱最终采收率越高，注入时机越晚(含水率越高)， 聚合物驱最终采收率越低。

表3 聚合物注入时机对驱油效果的影响(室内实验)

图1 水油体积比与聚合物增油量关系曲线

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

3 合理井距优选

3.1 不同注采井距下聚驱控制程度

在油田的开发过程中，井网设计的基本原则是最大程度地适应砂体的分布状况，以达到最佳的开发效果。通常，采用井网控制程度对油藏井网适应性进行评价。水驱控制程度是指在现有井网条件下，和注水井连通的采油井射开有效厚度与井组内采油井射开总有效厚度之比[7]。但是其重点考虑了油层的钻遇厚度，对于聚合物溶液来说，由于体积较大，使得它难以进入油藏中一些较小的孔隙，相当于有效孔隙体积的降低。因此，在计算聚驱井网控制程度时，采用在一定聚合物相对分子量条件下以聚合物溶液可进入的油层孔隙体积占油层总孔隙体积的百分比进行统计，聚驱控制程度公式为[8]：

(1)

其中V聚由式(2)计算得出[8]：

(2)

式中,V聚为聚合物溶液可进入的油层孔隙体积，m3;V总为区块的总孔隙体积，m3;S聚ij为第j油层中第i井组聚驱井网控制面积，m2;H聚ij为第j油层中第i井组聚合物溶液可进入的注采井间连通厚度，m;φ聚ij为第j油层中第i井组聚合物溶液可进入的注采井间孔隙度。

根据式(1)、(2)模拟计算了不同注采井距下的聚驱控制程度，如图2所示。从图2中可以看出，随着注采井距的增大，控制程度明显降低；当注采井距大于150 m时，控制程度下降幅度增大；100 m注采井距比125 m控制程度仅提高1.8%。为使聚驱控制程度大于70%,注采井距应小于150 m。

图2 不同注采井距下聚驱控制程度

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

3.2 不同注采井距下注入速度与注入压力的关系

聚合物驱注采井距的确定是一个复杂的问题，它不仅受井网的限制，而且还受聚合物溶液注入能力、采液能力、注入速度和油层渗透率等因素的综合影响。探索合理的注采井距至关重要，因为它直接决定着聚合物溶液的注入周期、见效时间以及采收率的提高幅度。

根据大庆油田葡Ⅰ组油层聚驱试验区块生产动态反映出视吸水指数下降50%左右的特点，研究区纯油区葡Ⅰ组油层视吸水指数可降至0.308 m3/(d·m·MPa)，葡Ⅰ组油层平均破裂压力为13.8 MPa。

注入速度公式为[6]：

(3)

式中,v为注入速度，PV/a;φ为油层孔隙度，%；L为注采井距，m;Nmin为油层最低视吸水指数，m3/(d·m·MPa);pmax为最高井口注入压力，MPa。

根据式(3)计算了不同注采井距、不同注入速度条件下的最高井口注入压力，如图3所示。从图3中可以看出，随着井距增加，注入压力上升，注入速度越大，注入压力上升越大，在井口注入压力不超过油层破裂压力 13.8 MPa 的前提下，采用100、125、150、175、200 m注采井距，注入速度分别为0.312、0.225、0.165、0.120、0.082 PV/a。

综合考虑聚驱控制程度、注入周期、储层供液能力、现有井网等因素的综合影响，采用125～175 m注采井距井网对开发指标进行预测。

图3 不同注采井距下注入速度与注入压力的关系

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

4 开发指标预测及经济评价

分别以125、150、175 m注采井距的五点法井网为基础，应用数值模拟法对葡I 2-3油层开发指标进行预测。不同注采井距的含水率、累产油量对比见图4、图5。不同注采井距下开发指标预测和经济评价结果见表4、表5。

图4 不同注采井距下的含水率对比

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

从图4可以看出，随着聚驱注采井距的减小(控制程度增加)，含水率下降幅度增大且见效时间增

长，其中125 m注采井距最低含水率为81.56%，较150、175 m注采井距最低含水率分别低1.46%、3.47%；并且随着注采井距的增加，达到最低含水所需要的时间减小。这主要是因为聚驱控制程度增加的这一部分往往是针对低渗透油层的，而这部分油层在前期水驱过程中的采出程度较低,随着聚合物溶液的注入,使得还处于低含水阶段的低渗透油层发挥作用,造成聚驱过程中含水下降幅度增大[9-13]。

图5 不同注采井距下的累产油量对比

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

从表4、表5可以看出，125、150 m比175 m注采井距的五点法井网阶段采出程度分别提高3.20%、1.78%，同时总井数也分别增加了110.00%、56.80%。因此，在研究区内，随着聚驱控制程度的增加，阶段采出程度增加，但是内部收益率和净现值是呈减小趋势。综合考虑开发指标和经济效益，认为采用175 m注采井距比较合适。此时，采收率提高幅度为8.72%，净现值为2 853万元。

表4 不同注采井距开发指标预测

表5 不同注采井距经济评价结果

5 结论

(1) 研究区内葡Ⅰ2-3油层综合采出程度为43.02%，含水率为92.5%，剩余油主要分布在河道砂内，仍具有较大的聚驱潜力。

(2) 通过矿场试验数据分析和室内实验研究表明，注聚时机越早，越有利于提高采收率。

(3) 通过开发指标预测和经济评价，认为采用175 m注采井距比较合适，采收率提高幅度为8.72%，净现值为2 853万元。

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(编辑 王亚新)

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

中国石油科技创新基金项目(2016D-5007-0212)。

师昊(1992-)，男，硕士研究生，从事油气田开发技术与理论研究；E-mail：1418057666@qq.com。

李占东(1979-)，男，博士，副教授，从事油藏描述、油田开发方面研究；E-mail：13644593771@163.com。

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

投稿网址：http://journal.lnpu.edu.cn

TE357

A

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