聚合物驅(qū)提高采收率注入?yún)?shù)研究

秦磊斌，付　靜

（1.中國地質(zhì)大學資源學院，湖北武漢　430074；2.中國石油大學石油工程學院，山東青島　266580）

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聚合物驅(qū)提高采收率注入?yún)?shù)研究

秦磊斌1，付靜2

（1.中國地質(zhì)大學資源學院，湖北武漢430074；2.中國石油大學石油工程學院，山東青島266580）

摘要：聚合物驅(qū)是油田提高原油最終采收率的重要手段之一。結(jié)合孤島油田的相關(guān)資料，利用油藏數(shù)值模擬軟件CMG，建立聚合物驅(qū)模型，針對影響聚合物驅(qū)效果的三個重要參數(shù)：注入時機、注入速率以及注采比進行研究。通過改變?nèi)齻€參數(shù)，探究日產(chǎn)油量、日產(chǎn)水率以及原油最終采收率的變化規(guī)律。模擬結(jié)果表明，在合理的成本范圍內(nèi)，注入聚合物的時機越早越好；提高聚合物注入速率時，原油最終采收率有下降趨勢；注采比為1時，驅(qū)油效果達到最佳，對實際生產(chǎn)起到積極的指導作用。

關(guān)鍵詞：聚合物驅(qū)；采收率；CMG；注入時機；注入速率；注采比

隨著注水開發(fā)技術(shù)的應用，油田的整體含水率不斷提高，但原油最終采收率依然較低。為了提升原油最終采收率，各大油田積極研究，并且確定了在經(jīng)濟上切實可行的提高原油最終采收率的聚合物驅(qū)方法。聚合物驅(qū)是指在油氣田開發(fā)過程中，將相對分子質(zhì)量較大的聚合物溶于水中并且注入油藏，使聚合物溶液成為一種新的驅(qū)替相的驅(qū)替方法［1-4］。然而隨著聚合物驅(qū)技術(shù)的發(fā)展，也出現(xiàn)了一些問題，比如聚合物溶液的注入時機、注入速率以及注采比對聚合物驅(qū)所產(chǎn)生的影響。利用油藏數(shù)值模擬軟件CMG建立地質(zhì)模型，結(jié)合孤島油田的資料，通過改變注入井的條件，總結(jié)出不同的注入時機、注入速率和注采比對聚合物驅(qū)所產(chǎn)生的影響，其目的是找出提高原油最終采收率的方法。

1　數(shù)值模擬部分

1.1模型油藏描述

利用CMG數(shù)值模擬軟件建立地質(zhì)模型，選擇stars模型。參考典型的聚合物驅(qū)實際井網(wǎng)以及孤島油田的中一區(qū)Ng-3的聚合物驅(qū)實驗，建立地質(zhì)模型（見圖1）。

圖1　聚合物驅(qū)地質(zhì)模型

（1）平面網(wǎng)格為21×11，I方向上21×30，J方向上11×30，總網(wǎng)格數(shù)為924，注采井距接近250m。平面上采用五點法井網(wǎng)，縱向上分為四個節(jié)點層，設(shè)定第一層距離地面高度為1 000m，第一層系的參考壓力為10 000MPa，第一層系和第二層系的厚度為2m，第三層系和第四層系厚度為4m。

（2）孤島油田的各個注聚單元油層發(fā)育完整，滲透率的平均值基本上大于1 000×10-3μm2。I方向和J方向的滲透率設(shè)定值為2 000×10-3μm2，K方向上，選取Ng-3地質(zhì)模型四個均質(zhì)段的有效滲透率參數(shù)值，其有效滲透率的值依次為1 542×10-3μm2，1 851×10-3μm2，2 302×10-3μm2，2 771×10-3μm2，設(shè)定各個方向的孔隙度均為0.3%［5］。孤島油田各個注入單元油層溫度在70℃左右，設(shè)定該模型地面的參考溫度是25℃，油層的溫度是70℃。

（3）該模型中僅包括水、原油、聚合物組分。原油的相對分子質(zhì)量取456，在70℃的條件下，原油黏度為46.3 mPa·s［5］。聚合物的相對分子質(zhì)量取10 000，聚合物溶液的濃度為1 500mg/L。

（4）定義5口井。一口注入井，四口為采油井，于1991年1月1日開始生產(chǎn)，2020年1月1日停產(chǎn)。設(shè)定每口生產(chǎn)井的井底壓力最小為100 kPa，最大的產(chǎn)液速率為100m3/d。并對1～4層均進行射孔。

1.2模擬步驟

（1）利用水驅(qū)模擬整個生產(chǎn)過程，確定含水率隨時間的變化曲線。選取含水率分別達到30%、50%、68%、73%、80%、83.1%、86.61%、91.79%、92.46%、93.62%、94.09%的時刻作為下一步轉(zhuǎn)注聚合物溶液的時間點。

（2）研究注入時機對聚合物驅(qū)的影響。在不同含水率點轉(zhuǎn)注聚合物溶液，記錄不同含水率情況下的日產(chǎn)油量、產(chǎn)水率以及最終采收率，注采比為1，水和聚合物溶液的注入速率均為0.07 PV/a。

（3）研究注入速率對聚合物驅(qū)的影響。采用含水率為80%時開始注聚合物溶液的模型。當聚合物溶液的注入速率分別為0.07 PV/a、0.08 PV/a、0.09 PV/a、0.1 PV/a、0.11 PV/a、0.12 PV/a、0.13 PV/a、0.14 PV/a時，記錄不同情況下的日產(chǎn)油量、產(chǎn)水率以及最終采收率。同時模擬出不同注入速率條件下的水驅(qū)情況，以便與聚合物驅(qū)進行對比分析。

（4）研究注采比對聚合物驅(qū)的影響。水和聚合物溶液的注入速率均為0.07 PV/a，在保證壓力平衡的條件下，改變注采比。依次模擬水驅(qū)與聚合物驅(qū)的兩種情況，當注采比依次為0.7、0.8、0.9、1.0、1.1、1.2時，記錄不同情況下的日產(chǎn)油量、產(chǎn)水率以及最終采收率。

2　模擬分析

2.1注入時機對聚合物驅(qū)整體效果的影響

非均質(zhì)油藏注入時機研究表明，總體來說，在實際油田生產(chǎn)情況下，聚合物溶液的注入時機越早，原油的最終采收率越高，驅(qū)油的效果越好［6，7］。

2.1.1注入時機對日產(chǎn)油量與含水率的影響不同注入時機與日產(chǎn)油量、含水率的關(guān)系（見圖2，圖3）。在水驅(qū)轉(zhuǎn)為聚合物驅(qū)時，日產(chǎn)油量顯著上升，含水率明顯下降，尤其是在含水率達到90%以上時更為明顯。當注入聚合物溶液時間較早時，日產(chǎn)油量保持在較高水平，持續(xù)時間較長，到油田開發(fā)后期，日產(chǎn)油量下降幅度不太大，含水率不太高，低含水率時間持續(xù)較長；當注入聚合物時機較晚時，日產(chǎn)油量保持在較低水平，注入聚合物溶液后日產(chǎn)油量有大幅度提升，但效果不如在較早時機注入聚合物溶液時的情況。如果油田一直采用注水開發(fā)的方案，在油氣田開發(fā)后期，含水率過高，很容易形成指進現(xiàn)象，將大大減小原油的最終采收率，同時還會增加后期三次采油的難度。

圖2　注入時機與日產(chǎn)油量關(guān)系圖

圖3　注入時機與含水率關(guān)系圖

2.1.2注入時機對原油最終采收率的影響注入時機與原油最終采收率關(guān)系（見表1和圖4）。從圖4中得，當含水率未達到90%開始注入聚合物溶液，原油的最終采收率都提升將近20%，在含水率達到90%后開始轉(zhuǎn)注聚合物溶液，雖有一定效果，但增加幅度較小。這也說明聚合物驅(qū)起到了增加原油最終采收率的作用。查閱相關(guān)資料表明［5］，孤島油田中一區(qū)Ng-3在1991年底時，綜合含水量已經(jīng)達到了89.1%，采收率為20.97%，數(shù)值模擬的結(jié)果與歷史資料相符，因此所建立的聚合物驅(qū)模型可以起到良好的預測作用和指導作用。

表1　注入時機與原油最終采收率關(guān)系

表1　注入時機與原油最終采收率關(guān)系（續(xù)表）

圖4　注入時機與原油最終采收率的關(guān)系圖

2.2注入速率對聚合物驅(qū)整體效果的影響

聚合物溶液注入速率的大小將決定區(qū)塊的產(chǎn)油量，所以需要確定合理的聚合物驅(qū)的注入速率［8-12］。在聚合物驅(qū)中，聚合物溶液的注入速率決定了剪切速率，剪切速率是影響聚合物溶液黏度的一個重要因素，聚合物溶液的黏度值的高低在很大程度上將決定聚合物驅(qū)的效果。

模擬結(jié)果表明，當注入速率逐漸增大時，原油的日產(chǎn)量和含水率均表現(xiàn)出逐漸增加的趨勢。當注入速率較低時，低含水期會維持較長時間，對整個油田的開發(fā)起到了積極的作用。注入速率與原油最終采收率關(guān)系（見表2和圖5）。

表2　注入速率與原油最終采收率關(guān)系

圖5　注入速率與原油最終采收率關(guān)系圖

從圖5可得，在聚合物驅(qū)油的過程中，無論注入速率如何變化，原油的最終采收率保持在45%左右，而在水驅(qū)過程中，原油的最終采收率隨注入速率增大而增大，聚合物驅(qū)提高的原油最終采收率呈現(xiàn)出在略有增加后一直減小的規(guī)律。因此聚合物驅(qū)的注入速率對原油最終采收率有一定的影響，當聚合物驅(qū)的注入速率提高時，聚合物驅(qū)提高的采收率有下滑趨勢。

此外，較高的注入速率需要較高的注入壓力，因此對注入系統(tǒng)的性能要求苛刻。鑒于注入速率對最終開發(fā)效果影響不大，注入速率只需要滿足生產(chǎn)需要。

2.3注采比對聚合物驅(qū)油整體效果的影響

注采比是表征注入量、采出量和油層壓力間關(guān)系的一個綜合指數(shù)，是設(shè)計和規(guī)劃油氣田的一個重要的參考。合理的注采比是確保較為科學的地層壓力，進而確保油田具有高產(chǎn)液量、產(chǎn)油能力并且獲得較高原油最終采收率的前提［13-15］。

模擬結(jié)果表明，隨著注采比的增大，無論是水驅(qū)還是聚合物驅(qū)，原油日產(chǎn)油量均有所提高，同時，含水率隨著注采比的提高而提高。聚合物驅(qū)時原油日產(chǎn)量隨著注采比的變化明顯大于水驅(qū)時原油日產(chǎn)量隨注采比變化的情況。在同一時刻相同注采比的條件下，聚合物驅(qū)的含水率低于水驅(qū)的含水率，而且含水率始終維持在較低水平。

就注采比對最終采收率的影響做詳細分析，在油田開發(fā)后期當含水率達到80%時注入聚合物的不同注采比和油田最終采收率的關(guān)系（見表3和圖6）。

表3　注采比與原油最終采收率關(guān)系

圖6　注采比與原油最終采收率關(guān)系圖

由圖6得，在含水率達到80%進行聚合物驅(qū)時，原油最終采收率表現(xiàn)出先增加后減少的規(guī)律，在注采比為1時采收率達到最佳值。

就整個油田開發(fā)的過程而言，當聚合物驅(qū)的注采比保持在1.0時，聚合物驅(qū)可以取得最高的采收率。當注采比始終小于1時，地層能量一直得不到補充，導致油層的壓力持續(xù)下降，當油層壓力低于泡點壓力時，原油大量脫氣，進而出現(xiàn)原油黏度增大的現(xiàn)象，從而原油的流動能力下降，最終導致油井的含水上升速度加快，聚合物驅(qū)油的整體效果也隨之降低。當注采比始終大于1時，地層能量較高，由于油田是親水油田，地層能量過高會使地層水向油井突進的現(xiàn)象更加明顯，進而將造成原油最終采收率降低的結(jié)果。當然在高產(chǎn)水的后期注入聚合物溶液時，可以適當提高注采比，以補充地層前期生產(chǎn)過程中缺失的能量，從而提高原油采收率，但就整個生產(chǎn)過程來說，注采比最好保持在1左右，以便達到最佳的驅(qū)油效果。

3　結(jié)論

（1）對于中等孔隙度和中等滲透率的油藏，注入聚合物溶液的時間越早越好，以獲得較高的日產(chǎn)油量，較低的含水率以及較高的最終采收率。

（2）當注入速率逐漸增大時，原油的日產(chǎn)量和含水率均表現(xiàn)出逐漸增加的趨勢。當注入速率較低時，低含水期會維持較長的時間，最低含水率出現(xiàn)的時機也會相對較晚。當注入速率逐漸提高時，聚合物驅(qū)提升采收率的值有下滑趨勢。在實際生產(chǎn)中，注入速率不應該選取過大，以免對經(jīng)濟效益產(chǎn)生影響。

（3）在含水率達到80%時注入聚合物溶液的情況下，注采比為1時，原油的最終采收率達到最佳值。在實際生產(chǎn)過程中，油田開發(fā)在注采比為1時可以達到最佳的效果。

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Research of injection parameters on polymer flooding for enhanced oil recovery

QIN Leibin1，F(xiàn)U Jing2
（1.Faculty of Earth Resources，China University of Geosciences，Wuhan Hubei 430074，China；2.School of Petroleum Engineering，China University of Petroleum，Qingdao Shandong 266580，China）

Abstract:Polymer flooding is one of the important methods of enhancing oil recovery efficiency. A polymer flooding model is built using the reservoir numerical simulation software CMG，which is based on the relevant information of Gudao oilfield. Three important parameters that affect the effect of polymer flooding are studied，with the injection time，injection rate and injection-production radio included. Research the regulation of oil rate，water cut and oil recovery by changing three parameters. The simulation results show that injection time should be earlier as much as possible on the basis of reasonable costs，the recovery efficiency has the tendency to decrease when improving the injection rate of polymer flooding and the oilfield development can be better when the injection-production ratio is 1，which have a positive effect on actual production.

Key words：polymer flooding；recovery efficiency；CMG；injection time；injection rate；injection-production radio

中圖分類號：TE357.46

文獻標識碼：A

文章編號：1673-5285（2016）06-0049-05

DOI:10.3969/j.issn.1673-5285.2016.06.012

*收稿日期：2016－04-25

作者簡介：秦磊斌，男（1991-），2015年畢業(yè)于中國石油大學（華東），目前就讀于中國地質(zhì)大學（武漢）石油與天然氣工程，郵箱：qinleibin@126.com。