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聚合物驱后剩余油分布规律及注采参数优化——以河南双河油田北块为例

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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 

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