莊2斷塊聚合物驅(qū)數(shù)值模擬研究

李春穎 張志全 林飛

摘 要：江蘇油田莊2斷塊高含水期存在注水開發(fā)效果差，經(jīng)濟(jì)效益低等問題，依靠注水開發(fā)方式和傳統(tǒng)的水動力學(xué)調(diào)整措施，難以有效改善目前的開發(fā)狀況。針對先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)構(gòu)造儲層特征和油藏開發(fā)動態(tài)特征，運(yùn)用聚合物驅(qū)開發(fā)數(shù)值模擬評價(jià)方法，研究了注入濃度、注入速度、注入段塞、注入方式等參數(shù)對聚合物驅(qū)開發(fā)效果的影響，優(yōu)選出最佳方案，并對驅(qū)油效果進(jìn)行預(yù)測和評價(jià)。結(jié)果表明，最佳的注聚方案為采用二級段塞的注入方式（0.075 PV×2 000 mg/L +0.26PV×1 500 mg/L），注入速度為0.07 PV/a，預(yù)計(jì)提高采收率5.95%。

關(guān) 鍵 詞：聚合物驅(qū)；油藏?cái)?shù)值模擬；方案優(yōu)化

中圖分類號：TE 357 文獻(xiàn)標(biāo)識碼： A 文章編號： 1671-0460（2016）08-1831-04

Abstract： Development of Zhuang 2 fault block in Jiangsu oilfield has entered high water cut stage， water injection development effect is poor， and economic efficiency is low. It is difficult to effectively improve the current development effect by waterflood and traditional hydrodynamic adjustment measures. In this paper， according to the geological characteristics and reservoir development behavioral characteristics， the influence of parameters including injection concentration， injection rate， injection slug and injection method on polymer flooding development effect was studied by numerical simulation evaluation of polymer flooding development. The best solution was determined， and the displacement efficiency was forecasted and evaluated. The results show that， the best solution is to use two slugs injection method： pre-slug for 0.075 PV with injection concentration of 2 000 mg/L and master slug for 0.26 PV with injection concentration of 1 500 mg/L， and injection speed at 0.07 PV/a. The plan was expected to increase oil recovery by 5.95%.

Key words： polymer flooding； numerical reservoir simulation； project optimization

通過江蘇油田適用的三次采油技術(shù)評價(jià)，適合化學(xué)驅(qū)的油藏儲量有5 217×104 t，化學(xué)驅(qū)是江蘇油田三次采油提高采收率的主攻方向之一[1，2]。目前，莊2斷塊已進(jìn)入注水開發(fā)末期，含水91%，采出程度23.24%，各方面技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)都表明水驅(qū)開發(fā)效果變差，經(jīng)濟(jì)效益低，進(jìn)一步挖掘剩余油潛力難度較大，為改善開發(fā)效果，可通過化學(xué)驅(qū)技術(shù)提高油藏采收率[3～5]。研究區(qū)塊斷塊構(gòu)造封閉，儲層分布穩(wěn)定，主力砂體連通性好，儲層非均質(zhì)性強(qiáng)，井網(wǎng)相對完善，注采對應(yīng)關(guān)系好，具有一定剩余油潛力，能夠滿足聚合物驅(qū)注入要求[6]。本文利用Eclipse軟件對莊2斷塊聚合物驅(qū)注入濃度、注入段塞、注入速度、注入方式等注入?yún)?shù)進(jìn)行數(shù)值模擬優(yōu)化設(shè)計(jì)，推薦出最優(yōu)的聚合物驅(qū)方案。

1 模型的建立

針對目標(biāo)區(qū)油藏具體情況，建立了不等距的角點(diǎn)立體網(wǎng)格模型，設(shè)置全油藏平面網(wǎng)格系統(tǒng)為：X方向161個(gè)節(jié)點(diǎn)，Y方向69個(gè)節(jié)點(diǎn)，平面網(wǎng)格數(shù)為11 109個(gè)，總網(wǎng)格節(jié)點(diǎn)約為161×69×31=34.437 9萬個(gè)。平面上根據(jù)井距大小將網(wǎng)格步長設(shè)計(jì)為20 m×20 m，縱向上根據(jù)地質(zhì)分層將目標(biāo)區(qū)的4個(gè)砂層組細(xì)分為16個(gè)砂層，并根據(jù)油藏的儲層物性及生產(chǎn)特征，將16個(gè)砂層定為16個(gè)模擬層。為精細(xì)模擬生產(chǎn)動態(tài)歷史，確定模擬時(shí)間步長為1個(gè)月。油藏?cái)?shù)值模擬基本參數(shù)見表1。

2 方案優(yōu)化設(shè)計(jì)

2.1 聚驅(qū)目標(biāo)區(qū)選擇及注聚井網(wǎng)確定

在選擇注聚目標(biāo)區(qū)時(shí)主要考慮剩余油較富集，井網(wǎng)相對完善，儲層連通性好的地區(qū)[7～9]，莊2斷塊E2f23層系原生裂縫和人工壓裂縫復(fù)雜，不適于聚合物驅(qū)替； E2f12層系潛力區(qū)面積小，連片性差；而E2f11層系連片性好，能形成注聚井網(wǎng)。因此選擇莊2斷塊E2f11層系為注聚目標(biāo)區(qū)，包括三個(gè)主力小層E2f11-2、E2f11-3和E2f11-4。

對E2f11層系的三個(gè)主力小層進(jìn)行井網(wǎng)調(diào)整，調(diào)整井網(wǎng)大多為不規(guī)則五點(diǎn)井網(wǎng)，包括13口注聚井，5口注水井和28口生產(chǎn)井。注采井距為150～250 m，多向?qū)?yīng)率為40.9%，聚驅(qū)井網(wǎng)控制E2f11地質(zhì)儲量105×104 t，孔隙體積200×104 m3。

2.2 注入濃度優(yōu)化

固定注入段塞0.195 PV，計(jì)算了注入濃度為500、1 000、1 500、2 000、2 500 mg/L的5個(gè)方案，計(jì)算結(jié)果見圖1。

由圖1可知，隨聚合物注入濃度的增加，提高采收率的值逐漸增加，而噸聚增油量下降，這是由于聚合物注入濃度越高，地下驅(qū)替相溶液的粘度越高，利于控制流度，同時(shí)改善流度比的力度更大，含水下降越明顯，但轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)后，含水回升又變快。綜合指標(biāo)在注入濃度為1 500 mg/L時(shí)效益最好，因此推薦現(xiàn)場注入濃度采用1 500 mg/L。

2.3 注入時(shí)機(jī)優(yōu)化

固定注入濃度1 500 mg/L，注入段塞量0.195 PV，共計(jì)算了注入時(shí)含水率為71.3%、75%、77.5%、80%、82.5%、85%、87.5%、90%八個(gè)方案，見圖2。

由圖2可以看出，隨著油藏含水率的增加，注聚合物驅(qū)效果變差。在中高含水期，隨著原始含水率的增加，聚驅(qū)效果緩慢變差；當(dāng)油藏含水超過80%后，隨著含水增加，聚驅(qū)效果降低幅度增大，因此為保證礦場實(shí)施最大效益，建議在含水不高于80%時(shí)注入聚合物。

2.4 注入段塞優(yōu)化

固定注入濃度1 500 mg/L，共計(jì)算了注入段塞為0.195、0.26、0.325、0.36、0.39、0.455、0.52 PV七個(gè)方案。從數(shù)模計(jì)算方案的含水變化看，一定聚合物濃度下，各方案的見效時(shí)間一樣，基本沒有早晚之分，含水最低點(diǎn)的值相差也不大，但段塞尺寸越大，含水下降漏斗越寬，含水回升相對越慢（圖3）。

從圖3可以看出，隨著注入段塞量的增加，提高采收率值逐漸增加，但當(dāng)注入段塞大于0.36 PV時(shí)，提高采收率值上升速度減緩，綜合指標(biāo)也隨著段塞量的增加而變差，為保證礦場實(shí)施最大效益，選取拐點(diǎn)的段塞量0.36 PV為最優(yōu)注入段塞。

2.5 注入速度優(yōu)化

固定注入濃度1 500 mg/L，注入段塞0.36 PV，分別對0.055、0.06、0.065、0.07、0.075PV/a、0.08 PV/a的六個(gè)注入速度進(jìn)行數(shù)值模擬優(yōu)選，優(yōu)化結(jié)果見圖4。

由圖4可知，隨著注入速度的增加，聚驅(qū)效果變好，但當(dāng)注入速度達(dá)到0.07 PV/a時(shí)，再增大注入速度，對提高采收率的影響不大。結(jié)合現(xiàn)場的實(shí)際注入能力，推薦注入速度采用0.07 PV/a。

2.6 注入方式優(yōu)化

根據(jù)注入濃度、注入段塞和注入速度優(yōu)化的結(jié)果，在總量540 PV·mg/L保持不變的情況下，設(shè)計(jì)了包括一級段塞和二級段塞等五種注入方式，優(yōu)選結(jié)果如表2所示。

由表2可知，這五種注入方式對提高采收率的影響相差不大，考慮現(xiàn)場操作和地面工藝設(shè)計(jì)等因素，選擇第3種注入方式，即主段塞為0.26 PV，注入濃度保持在1 500 mg/L，同時(shí)設(shè)置一個(gè)0.075 PV的前置犧牲段塞，注入濃度為2 000 mg/L，預(yù)計(jì)提高采收率5.95%。

2.7 聚合物驅(qū)推薦方案

綜合各注入?yún)?shù)的數(shù)值模擬優(yōu)化結(jié)果，推薦莊2斷塊聚合物驅(qū)油的方案為：礦場注聚總用量540 PV·mg/L，注入速度為0.07 PV/a，采用二級段塞的注入方式（0.075 PV×2 000 mg/L+0.26 PV×1 500 mg/L），共注入時(shí)間1 877 d，需要聚合物干粉總量

1 271 t。預(yù)測井網(wǎng)調(diào)整+聚合物驅(qū)后累計(jì)增油15.5×104 t，聚驅(qū)提高采收率5.95%，見圖5-圖7。

3 結(jié)束語

莊2斷塊已經(jīng)進(jìn)入高含水期，開發(fā)效果變差，為此應(yīng)盡快探索聚合物驅(qū)油技術(shù)在江蘇油田應(yīng)用的可行性，減緩中低滲高含水油藏遞減，恢復(fù)老油田生機(jī)。

通過對聚驅(qū)段塞尺寸、段塞濃度、注入速度、注入量等各項(xiàng)指標(biāo)的數(shù)值模擬優(yōu)化，優(yōu)選出了油藏最佳注聚方案，即年注入速度為0.07 PV，注入方式采用二級段塞。預(yù)測聚合物驅(qū)后累計(jì)增油15.5×104 t，提高采收率5.95%，噸聚合物增油48.4 t/t。

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