石油天然气学报（江汉石油学院学报） ２０１０年１ ２月第３２卷第６期 Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ Ｏｉｌ ａｎｄ Ｇａｓ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ（Ｊ．ＪＰＩ）Ｄｅｃ．２０１０ Ｖｏ１．３２ Ｎｏ．６ ・ ４６５ ・ 聚合物驱后剩余油分布规律及注采参数优化 ——以诃南双河油田北块为例 李玉梅，陈开远 （中国地质大学能源学院，北京１ ０００８３） 杨兆臣 （中国石油油田分公司风城作业区油研所，克拉玛依８４３０００） 马骥，孟凡宾 （中国石油油田分公司陆梁油田作业区，克拉玛依８３４０００） ［摘要］依据双河油田北块Ⅱ４ ５层系的实际情况，建立了典型的数学模型，研究聚合物驱后地下剩余油 分布规律，聚合物驱后剩余油主要集中在上倾尖灭区、注采井网不完善区域、压力平衡区和局部构造高 部位；在剩余油研究基础上对转后续水驱开采方式进行了优化，后续水驱时应以提液、封堵高含水井层 及控制注入速度为目标，达到提高最终采收率的目的。 ［关键词］数值模拟；后续水驱；剩余油；注采参数；优化；双河油田 ［中图分类号］ＴＥ３２７ ［文献标识码］Ａ ［编号］１０００—９７５２（２０１０）０６—０４６５—０３ 聚合物驱油（以下简称“聚驱”）技术已在国内许多油田进行了工业化应用，成为老油田高含水期 稳产、改善开发效果的重要技术手段ｎ］。随着聚驱的结束，产量进入递减阶段，含水快速上升，因此， 延长聚驱的有效期、改善开发效果已成为后续水驱阶段急需解决的问题。聚驱项目一般提高采收率６ ～ｌＯ ，但聚驱结束后仍有将近一半的储量留在地下，这部分剩余油呈高度分散状态，研究这部分剩余 油饱和度及其分布规律是改善后续水驱开发效果的技术关键 ］。下面以双河油田北块Ⅱ４－５层系为例， 研究聚合物驱后剩余油分布规律及注采参数优化。 １聚驱后剩余油分布规律 １．１平面上剩余油分布 双河油田北块Ⅱ４－５层系数值模拟结果表明，聚驱后剩余油主要集中在上倾尖灭区、注采井网不完 善区域、压力平衡区和局部构造高部位（表１）。 表１双河北块Ⅱ４—５层系平面剩余储量分布 １）上倾尖灭区 该层系为一向西北方向上倾尖灭的鼻状构造，构造高点加上地层物性差，造成注 入水推进困难，驱替效果差，形成剩余油富集区。 ２）油层边角部位 由于生产层位较多，部分层系井网控制程度差，以边角部位为主，形成剩余油 ［收稿日期］２０１０—０７—０２ ［基金项目］中国石油化工股份有限公司重点科技攻关项目（Ｐ０９０４２）。 ［作者简介］李玉梅（１ ９６８一），女，１９９１年西北大学毕业，高级工程师，博士生，现主要从事油藏工程研究工作。 石油天然气学报（江汉石油学院学报） ２０１０年１２月 富集区。 ３）压力平衡区 受注采井网及沉积相带的影响，在注水井与注水井之间、生产井与生产井之间形 成压力平衡区，剩余油饱和度较高。 ｒ １．２纵向剩余油分布 ． ４）局部构造高点 受局部构造的影响，构造高点注水波及程度差，形成剩余油富集区。 受层间、层内非均质性及射孔完善程度等因素控制，吸水、产液剖面不均匀，各油层动用差异较 大¨３］。纵向上剩余储量主要集中在Ⅱ４。、Ⅱ４ 、Ⅱ５ 、Ⅱ５ 和Ⅱ５。小层，５个小层的剩余储量占总剩余 储量的７８．３ 。从不同水淹级别区剩余储量分布看，剩余储量主要集中在中强水淹区，含水小于４０ 的未弱淹区储量只占１３．２ ，且呈零散分布，叠合性差（表２， ２ ４ ６ ３ Ｏ ３ 为含水率）。 Ｏ ９ ２ 表２双河油田北块Ⅱ４—５层系纵向剩余储量分布 Ｏ １ ３ ５ ２ ９ ３ ４ ６ 层位 ９Ｏ ＜ｆｗ≤１００ Ⅱ４ Ⅱ４ 纵向剩余储量／］Ｏ ｔ ８０ ＜＿厂ｗ≤９０ ４０ ＜ ≤８Ｏ％ Ｏ＜ ≤４Ｏ 合计 ／１０４ｔ Ⅱ４０ Ⅱ４ Ⅱ４ Ⅱ５ Ｏ ｌ ８ １ ７ ４ ４ ０ １ ４ ４ ６ ３ Ｏ ８ ３ ７ ４ Ⅱ５ Ⅱ５。 Ⅱ５ 合计 ２４．６ ４０５．８ ２聚驱注采参数优化研究 ０ Ｏ ２ ６ Ｏ ０ ４ ４ ４ ５ ８ Ｏ Ｏ ３ ３ ６ Ｏ ２ 根据双河油田北块Ⅱ４－５层系的实际地层数据，采用规则五点法井网，２５０ｍ井距，建立纵向渗透 率级差为５倍的典型地质模型，对聚驱后转后续水驱阶段的注采参数进行优化。 ２．１ 后续水驱阶段合理采液速度优化 船 ∞的 弱雅 加 以聚驱结束时实际的采液速度为基础，设计提液幅度为一２０ 、０、１０ 、２０ 、３０ 、４０ 、 ６ ５ １ ２ ９ ７ ３ ５ ９ ５Ｏ 等７个方案，对后续水驱阶段的采液速度进行优化，结果见图１。由图１可见，聚驱后转后续水驱 时，提液的效果均好于不提液的效果，提液幅度在１０ 时，采收率增值为２．４１个百分点；提液幅度在 ２Ｏ 时，采收率增值为２．７９个百分点；再提高提液幅度，采收率增值有限。因此，聚驱后转后续水驱 阶段合理提液幅度为１Ｏ ～２Ｏ 。 ２．２后续水驱阶段合理注入速度优化 后续水驱阶段注入速度越高，分配给高渗层的水量就越多，从高渗层流失掉的聚合物就越多，减少 了聚合物的有效用量，从而影响最终采收率Ⅲ。以聚驱结束时实际的注水量为基础，注水变化幅度设计 为：一４Ｏ ９／６、一３０ ９／６、一２０ 、一１０ 、０、２０％等６个方案，对后续水驱阶段的注入速度进行优化， 结果见图２。由图２可以看出，后续水驱阶段降低注入速度可以明显提高该阶段的采收率。在注水速度 提高２０ 的情况下，阶段采收率只有３．８ ；在注水速度降低１Ｏ 的情况下，阶段采收率可达到 ９．６３ ；继续降低注水速度，阶段采收率增幅变化不大。后续水驱阶段合理的注入速度应适当降低，降 幅控制在１Ｏ 左右，注采比保持在０．８～Ｏ．９的水平上。 ２．３后续水驱阶段堵水方式优化 分不封堵、整体封堵、高含水井局部封堵３种情况对油田最终采收率进行模拟，结果见表３。整体 对高渗层进行封堵，虽然可以提高中低渗透层的采收率，但不足以弥补高渗层的损失量，油田整体采收 率由４５．３９ ９／６下降到４４．０２ 。由此可见，在后续水驱阶段，高渗层仍然是主要的产油层。 第３２卷第６期 李玉梅等：聚合物驱后剩余油分布规律及注采参数优化 ４ １２ 。 趔 ９ Ｔ 斟 ｚ ／ ６ 值 ３ ０ ／ ０ １０ ２Ｏ ３０ ４０ ５０ ２Ｏ ０ —１０ —２０ —３Ｏ 一４０ 液量增幅／％ 注水强度增幅／％ 图１不同提液幅度下采收率增值对比 图２不同注入速度下采出程度对比曲线 采用高含水井局部封堵的方式，不仅可以减缓层间矛盾、提高中低渗层的采收率，而且可以最大限 度地提高高渗层的储量动用程度 。对比结果表明，采用高含水井局部封堵的方式，油田最终采收率可 达到４６．４３ 。 表３不同堵水方式最终采收率对比 ３结 论 １）聚驱后剩余油主要分布在上倾尖灭区、注采井网不完善区域、压力平衡区和局部构造高部位。 ２）剩余储量主要集中在中强水淹区，含水小于４ｏ％的未弱淹区储量较少，且分布零散，叠合性 差。 ３）聚驱后转后续水驱阶段，提液的效果均好于不提液，合理提液幅度为】０ ～２０ 。 ４）后续水驱阶段降低注入速度可以明显提高该阶段的采收率，合理的注入速度应控制在聚驱结束 时的９Ｏ 左右，注采比保持在０．８～Ｏ．９的水平上。 ５）后续水驱阶段采用高含水井局部封堵的方式最终采收率最高。 ［参考文献］ ［１］孙焕泉．聚合物驱油技术［Ｍ］．东营：石油大学出版社，２００２．８０￣８５． ［２］陈月明．油藏数值模拟基础［Ｍ］．东营：石油大学Ｈ｛版社，１９８９．２３￣２５． ［３］曾祥平．聚合物驱剩余油数值模拟定量描述ＥＪ］．西南石油大学学报（自然科学版），２ＯｌＯ，３２（１）：ｌＯ６～１ｌＯ． ［４］庞长英，徐国松，王志江，等．河南油田聚合物驱后进一步提高采收率技术对策［Ｊ］．国外油田工程，２００２，】６（５）：２４～２６ ［５］刘瑜莉．聚合物驱不同阶段动态调整技术的研究与应用＿Ｊ］．西安石油学院学报，２００３，１８（３）：３６￣３７． ［编辑］ 萧雨
