萬榮暉

摘 要：薩南開發(fā)區(qū)油藏屬普通稠油油藏，油層存在油層厚度小、連通狀況差、層間矛盾大等特點(diǎn)。若采用籠統(tǒng)注聚，非主力油層受層間干擾的影響，吸聚量少，對油井見效晚，開發(fā)效果差。因此采用分層注聚技術(shù)，使聚合物驅(qū)注聚剖面得到有效改善，從而解決主力油層與非主力油層間吸聚量差異大的問題，實(shí)現(xiàn)層間合理配注，延長注聚區(qū)的有效期，進(jìn)而提高階段采收率。采用ECLIPSE軟件模擬分層注聚，并給出分層聚驅(qū)措施優(yōu)化，包括分層措施時(shí)機(jī)優(yōu)化和分層注聚強(qiáng)度優(yōu)化，使分層注聚效果達(dá)到最優(yōu)。

關(guān) 鍵 詞：稠油油藏；聚驅(qū)；分層注聚；措施優(yōu)化

中圖分類號：TE 122 文獻(xiàn)標(biāo)識碼： A 文章編號： 1671-0460（2015）07-1531-03

Optimization of Separate-layer

Polymer Injection Measures for TypeⅡReservoirs

WAN Rong-hui

（Northeast Petroleum University， Heilongjiang Daqing 163000， China）

Abstract： Reservoir in Sanan development area is a common heavy oil reservoir； the reservoir has the characteristics of small reservoir thickness， poor connectivity， and big interlayer contradiction and so on. If using the general injection process， because the non-main layer is affected by interlayer interferenc， its absorbing polymer amount is less， so development effect is poor. The separate-layer polymer injection technology can improve the injection profile of polymer flooding， and solve the problem of large absorbing amount difference between main and non-main layers to achieve interlayer reasonable match injection and extend the period of validity of polymer injection region to improve the recovery rate. In this paper， ECLIPSE software was used to simulate the separate-layer polymer injection， and the measures to optimize the stratification of polymer flooding were put forward to achieve the optimal effect of separate-layer polymer injection， including hierarchical measure time and hierarchical injection strength optimization.

Key words： Heavy oil reservoir； Polymer flooding； Separate-layer polymer injection； Optimization measures

聚驅(qū)措施優(yōu)化包括分層、解堵、壓裂以及分微相注聚，本文將著重分析分層聚驅(qū)措施優(yōu)化。同水驅(qū)采油一樣，聚合物驅(qū)采油也存在層間矛盾，若采用籠統(tǒng)注聚開采方式，聚合物溶液將主要進(jìn)入主力油層，因此會對油井見效早；而非主力油層，因受層間干擾的影響，吸聚量少，對油井見效晚，注聚開采效果差。分層注聚能有效改善注聚剖面，使聚合物溶液沿高滲層突進(jìn)現(xiàn)象得到控制，并解決主力油層與非主力油層吸聚量差異大的問題，使非主力油層得到有效開發(fā)，實(shí)現(xiàn)層間合理配注，延長注聚區(qū)的有效期，可進(jìn)一步提高采收率[1-5]。

1 試驗(yàn)區(qū)地質(zhì)概況及開發(fā)現(xiàn)狀

薩南開發(fā)區(qū)油藏屬普通稠油油藏，油層表現(xiàn)為油層厚度小、連通狀況差、層間矛盾大等特點(diǎn)。試驗(yàn)區(qū)控制面積0.24 km2，孔隙體積39.88×104 m3，地質(zhì)儲量18.77×104 t。中心井區(qū)控制面積0.06 km2，孔隙體積9.53×104 m3，地質(zhì)儲量4.59×104 t。試驗(yàn)區(qū)葡I5-7、葡II1-3油層縱向上可分6個(gè)小層、8個(gè)沉積單元。水驅(qū)結(jié)束后，試驗(yàn)區(qū)累產(chǎn)油7.37×104 t，采出程度為39.28%，剩余含油飽和度為50.82%，圖1為各層剩余油分布。

南三區(qū)中塊試驗(yàn)區(qū)目的層綜合含水率達(dá)87.24%，處于高含水期開采階段。葡I5-7～葡II1-3油層有效厚度水淹比例較高，繼續(xù)水驅(qū)挖潛的難度越來越大，水驅(qū)開發(fā)的經(jīng)濟(jì)效益較差。因此有必要轉(zhuǎn)聚驅(qū)并進(jìn)行聚驅(qū)注入?yún)?shù)優(yōu)化研究，改善二類油層開發(fā)效果。

圖1 各層剩余油分布圖

Fig.1 Distribution of remaining oil in each layer

2 分層措施

對試驗(yàn)區(qū)進(jìn)行兩組模擬研究，一組是籠統(tǒng)注聚，一組是分層注聚（將聚合物驅(qū)目的層分為PI5+61a-PI7和PII1a-PII3兩段）。

不分層方案采取清配清稀最優(yōu)方案（聚合物分子量950～1 200萬，濃度1 100 mg/L，注入速度0.2 PV/a，注入段塞0.64 PV），分層方案為層段一、二的注聚強(qiáng)度均為9 m3/（d·m），分層注聚時(shí)機(jī)為含水穩(wěn)定期，模擬結(jié)果如表1所示。

圖2、圖3是分層與不分層含水對比以及累產(chǎn)油對比。數(shù)值模擬結(jié)果表明：分層注聚后，全區(qū)含水略有下降，含水穩(wěn)定期延長，累產(chǎn)油增產(chǎn)0.103×104 t，階段采收率比不分層提高0.55%，因此分層注聚效果比不分層好。

3 分層措施時(shí)機(jī)優(yōu)化

根據(jù)近幾年在注入井分層注入方面的做法，以及油層性質(zhì)與發(fā)育狀況，將目標(biāo)層段分為兩層，PI5+61a-PI7為層段一，PII1a-PII3為層段二。分別選擇含水下降期分層、含水穩(wěn)定期分層、含水回升期分層三種方案進(jìn)行模擬計(jì)算。同時(shí)也考慮對空白水驅(qū)進(jìn)行分層注聚，層段一、二的注聚強(qiáng)度均為9 m3/（d·m）。分層注聚時(shí)機(jī)優(yōu)化數(shù)值模擬結(jié)果如表2所示。

圖2 全區(qū)含水對比

Fig.2 The region's moisture contrast

圖3 全區(qū)累產(chǎn)油對比

Fig.3 The region's cumulative oil contrast

表1 注聚措施方案模擬結(jié)果

Table 1 Simulation results of the scheme for polymerization injection

時(shí)間 不分層 分層 差值

累產(chǎn)油（×104t） 累產(chǎn)油（×104t） 累產(chǎn)油（×104t）

2012 0.407 0.419 0.011

2013 1.603 1.614 0.011

2014 2.602 2.671 0.069

2015 3.187 3.287 0.099

2016 3.557 3.660 0.103

2017 3.777 3.880 0.103

表2 分層注聚時(shí)機(jī)優(yōu)化模擬結(jié)果

Table 2 Layered polymer injection timing optimization simulation results

分層注聚

時(shí)機(jī) 累產(chǎn)油

（×104t） 階段采出程度，% 采收率提高值，% 最低含水值，%

含水下降期 3.88 20.67 0.55 79.29

含水穩(wěn)定期 3.85 20.51 0.39 81.37

含水回升期 3.79 20.19 0.07 81.62

圖4是分層注聚時(shí)機(jī)優(yōu)化日產(chǎn)油對比曲線，圖5是分層注聚時(shí)機(jī)優(yōu)化含水對比曲線，圖6是分層注聚時(shí)機(jī)優(yōu)化累產(chǎn)油對比曲線。數(shù)值模擬結(jié)果表明：

注入井在含水下降期、含水穩(wěn)定期、含水回升期實(shí)施分層注聚，比不分層注聚采收程度分別提高0.55%、0.39%、0.07%。同時(shí)，在含水下降期進(jìn)行分層注聚開發(fā)效果最好，因此分層注聚越早越好。

圖4 分層注聚時(shí)機(jī)優(yōu)化日產(chǎn)油預(yù)測曲線

Fig.4 Oil production prediction curve of layered polymer injection timing optimization

圖5 分層注聚優(yōu)化含水預(yù)測曲線

Fig.5 Water prediction curve of layered polymer injection optimization

圖6 分層注聚時(shí)機(jī)優(yōu)化累產(chǎn)油預(yù)測曲線

Fig.6 Cumulative production curve of layered polymer injection timing optimization

4 分層注聚強(qiáng)度優(yōu)化

表3 分層注聚注入強(qiáng)度優(yōu)化數(shù)值模擬結(jié)果表

Table 3 Layered polymer injection strength optimization simulation results

注入強(qiáng)度

/（m3·d-1·m-1） 累產(chǎn)油

（×104t） 階段采出程度，% 采收率提高值，% 最低含水值，%

層段一（7）

層段二（10.5） 3.80 20.25 0.13 80.19

層段一（9）

層段二（9） 3.88 20.67 0.55 79.29

層段一（11）

層段二（7.2） 3.84 20.46 0.34 79.84

在含水下降期進(jìn)行分層注聚的基礎(chǔ)上，改變層段一、層段二的注聚強(qiáng)度，進(jìn)行分層注聚注入強(qiáng)度優(yōu)化數(shù)值模擬，結(jié)果如表3所示。

另外，圖7是分層注聚強(qiáng)度優(yōu)化日產(chǎn)油對比曲線，圖8是分層注聚強(qiáng)度優(yōu)化含水對比曲線，圖9是分層注聚強(qiáng)度優(yōu)化累產(chǎn)油對比曲線。

圖7 分層注聚強(qiáng)度優(yōu)化日產(chǎn)油預(yù)測曲線

Fig.7 Oil production prediction curve of layered polymer injection strength optimization

圖8 分層注聚強(qiáng)度優(yōu)化含水預(yù)測曲線

Fig.8 Layered polymer injection strength optimization water prediction curve

圖9 分層注聚強(qiáng)度優(yōu)化累產(chǎn)油預(yù)測曲線

Fig.9 Cumulative production curve of layered polymer injection strength optimization

從上述數(shù)值模擬結(jié)果可以看出：分層注聚強(qiáng)度層段一、層段二均為9 m3/（d·m）比未分層注聚提高0.55%，最低含水值為79.29%。 （下轉(zhuǎn)第1537頁）