杏十二区葡I1～2层水聚同驱优化研究

宋洪才，庞晓慧

杏十二区葡I1～2层水聚同驱优化研究

宋洪才，庞晓慧

（东北石油大学数学科学与技术学院，黑龙江大庆163318）

建立了试验区块的地质模型，对试验区块水驱阶段和聚驱阶段进行历史拟合。分析了试验区葡I1－2层剩余油分布特征，结合研究结果，制定不同注水速度，注聚速度、注入浓度和不同聚合物用量注入方案，通过计算结果进行优选，最终获得合理的注水、注聚参数，应用此优化结果，在实际油田开发中取得了良好的效果。

水聚同驱；优化方案；注聚时机；注水时机；注聚速度；注水速度。

0 引言

经过多年的研究及实践，水聚同驱已经大规模应用于石油开采中，并且取得了良好的经济效益。随着石油开采的不断深入，对于研究区域进行合理的预测、分析是十分必要的。根据试验区块水驱阶段和聚驱阶段以往数据资料结合实际情况，制定了不同的注水速度，注聚速度、注入浓度和不同聚合物用量注入方案，通过计算结果进行优选，最终获得合理的注水、注聚参数。

1 网格划分

整理了杏十二区116口井的静态资料，用Petrel软件进行了相约束插值，建立了数值模拟精细地质模型。平面上采用等距的角点坐标网格，网格步长为10m×10m，纵向上有60个小层，模型中充分考虑了层间矛盾，将60个小层独立成层，划为60个模拟层，网格节点总数为218×199×60＝2602920。

2 历史拟合

2.1 地质储量拟合

通过调整有效厚度，校正孔隙度和原始含油饱和度，拟合模拟区地质储量为488.42万吨，实际为484.6万吨，相对误差为0.79%；拟合试验区目的层地质储量29.13万吨，实际为29.34万吨，相对误差为0.72%。见表1。

到2013年6月底，整个模拟区实际含水率95.93%，计算含水率95.25%，相对误差为0.71%。

2.2 采出程度拟合

到2013年6月底，整个模拟区的实际累积产油为229.99万吨，采出程度为47.46%。计算累计产油为229.95万吨，采出程度为47.08%，相对误差为0.80%

3 葡I1－2层水聚同驱优化研究

根据试验区葡I1－2层目前的井网现状及开发状况，为了挖潜葡I1－2层剩余油，本次井网调整将原葡I3层的注聚井和采出井在葡I1－2层进行补孔，采用水聚同驱的开发方式进行开采。其中水聚同驱基本数据表2。

建立试验区葡I1－3层CMG模型，对不同注聚时机，注入浓度，聚合物用量和不同注水、注聚速度条件下的水聚同驱开发方案进行数值模拟研究，进行开发效果及经济效益评价，最终优选出最佳方案。

3.1 注聚时机方案设计及优选

在历史拟合的基础上，根据试验区目的层的储层特征以及生产动态特征，设计了5套不同注聚时机的补孔方案。方案预测时间从2013年7月开始至综合含水达到98%。以各项生产指标预测结果为基础，结合经济评价方法，优选出试验区目的层合理注聚时机。

在历史拟合的基础上，分别预测研究区块在不同注聚时机下补孔方案的开发效果。所有方案均从2013年7月开始预测，预测至试验区葡I1－3层含水率达到98%。根据油藏数值模拟软件模拟的油田生产状况即含水率、累产油、采出程度等指标随时间的变化规律，优选出最佳的注聚时机。各方案数值模拟计算结果见图3，表4。

由以上结果对比得出，方案一即直接注聚为最优方案。依照此方案，数值模拟预测生产到含水98%时，累产油达到2.84万吨，累计增油1.65万吨，试验区葡I1－2采收率提高5.62个百分点。

3.2 注聚浓度方案设计及优选

根据数值模拟计算结果，注聚浓度越大，采收率提高值越大，但当注聚浓度达到900mg／L时，采出程度提高幅度最大，之后提高增幅减缓。

由以上结果对比得出，方案三即900mg／L为最优方案。依照此方案，数值模拟预测生产到含水98%时，累产油达到2.84万吨，累计增油1.65万吨，试验区葡I1－2采收率提高5.62个百分点。

3.3 注聚用量方案设计及优选

根据数值模拟计算结果，注聚用量越大，采收率提高值越大，但当注聚用量达到810mg／L·PV时，采出程度提高幅度最大，之后提高增幅减缓。630mg／L·PV，720mg／L·PV，810mg／L·PV，900mg／L·PV和990mg／L·PV注聚用量相对基础方案，累增油分别为1.35万吨、1.51万吨、1.68万吨、1.73万吨和1.77万吨，试验区葡I1－2采收率提高值分别为4.60%、5.15%、5.73%、5.90%和6.03%。

由以上结果对比得出，方案五即990mg／L·PV为最优方案。依照此方案，数值模拟预测生产到含水98%时，累产油达到2.96万吨，累计增油1.77万吨，试验区葡I1－2采收率提高6.03%。

3.4 注水＋注聚速度方案优选

在历史拟合的基础上，分别预测研究区块在三个最优的注水速度和三个最优的注聚速度下补孔方案的开发效果。所有方案均从2013年7月开始预测，预测至试验区葡I1－3层含水率达到98%。根据油藏数值模拟软件模拟的油田生产状况即含水率、累产油、采出程度等指标随时间的变化规律，优选出最佳的注水、注聚速度。各方案数值模拟计算结果见表7，表8，图3。

绘制最优方案的注聚PV数与采出程度和含水率的关系曲线，见图4。

根据数值模拟计算结果，当注聚速度0.16PV／a，并且注水速度0.14PV／a时，采收率提高值越大，在不考虑经济效果及注采工艺的情况下，此方案为最优方案。依照此方案，数值模拟预测生产到含水98%时，累产油达到2.91万吨，累计增油1.72万吨，试验区葡I1－2采收率提高5.86个百分点。

4 结语

（1）全区储量拟合相对误差为0.79%，含水率拟合相对误差为0.71%，采出程度拟合相对误差为0.8%；试验区储量拟合相对误差为0.72%，含水率拟合相对误差为0.44%，采出程度拟合相对误差为0.25%。

（2）建立试验区葡I1－2层CMG模型，对不同注聚时机、注入浓度、聚合物用量和不同注水、注聚速度条件下的水聚同驱开发方案进行数值模拟研究，通过开发效果评价，最终优选出直接注聚，注聚浓度为900mg／L，注聚用量为810mg／L·PV，注聚速度0.16PV／a、注水速度0.14PV／a为最佳方案。

（3）预测到含水98%，最优方案累增油1.72万吨，试验区葡I1－2层提高采收率5.86%，吨聚增油量为35.02t／t。

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TE33＋1

A

2095－0063（2014）03－0063－04

2014－03－21

宋洪才（1962－），男，黑龙江大庆人，东北石油大学数学科学与技术学院教授，博士，从事石油工程中的数学优化问题研究。

国家重大专项科研项目（2011ZX05016－002）。

DOI10.13356／j.cnki.jdnu.2095－0063.2014.03.017